PLAN REFERENCIAL DE ENERGÍA AL 2015 - minem.gob.pe · Venezuela Consumo Final Sin Leña Consumo...

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MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

OFICINA TÉCNICA DE ENERGÍA

P LAN R E F E R E NCIAL D E ENERGÍA AL 2015

Plan Referencial de Energía

Ministerio de Energía y Minas Oficina Técnica de Energía

Página 2

Í N D I C E

1.

2.

3. .

INTRODUCCIÓN DIAGNÓSTICO 2.1. CONSUMO DE ENERGÍA

2.2. ABASTECIMIENTO 2.2.1. Electricidad 2.2.2. Petróleo Crudo y Derivados

2.2.3. Gas Natural y Líquidos de Gas Natural

2.2.4.. Carbón Mineral y Derivados

2.2.5. Fuentes Nuevas y Renovables

2.2.6. Impacto Ambiental

PROYECCIONES 3.1. DEMANDA

3.1.1. Consumo Final de Energía 3.1..2. Consumo de Energía en el Sector Residencial 3.1.3. Consumo de Energía en el Sector Comercial y Servicios 3.1.4. Consumo de Energía en el Sector Público 3.1.5. Consumo de Energía en el Sector Agropecuario y Agroindustrial 3.1.6. Consumo de Energía en el Sector Pesquería 3.1..7. Consumo de Energía en el Sector Construcción 3.1..8. Consumo de Energía en el Sector Industria Cementera 3.1..9. Consumo de Energía en el Sector Industrial 3.1.10. Consumo de Energía en el Sector Minero Metalúrgico 3.1.11. Consumo de Energía en el Sector Transporte 3.1.12. Consumo de Energía en el Sector Eléctrico 3.2. ABASTECIMIENTO 3.2.1. Abastecimiento de Energía 3.2..2. Abastecimiento de Electricidad

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3.2.4. Abastecimiento de Petróleo y Derivados 3.2.5. Abastecimiento de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural 3.2.6. Abastecimiento de Carbón Mineral y Derivados 3.2.7. Abastecimiento de Fuentes Nuevas y Renovables 3.3. BALANZA COMERCIAL 3.3.1. Proyecciones de la Balanza Comercial del Sector Energía 3.3.2. Balanza Comercial de Petróleo Crudo y Derivados 3.4. NVERSIONES 3.4.1. Inversiones Consolidadas del Sector Energía 3.4..2. Inversiones en Electricidad 3.4..3. Inversiones en Hidrocarburos 3.4.4. Inversiones en Carbón Mineral 3.4.5. Inversiones en Fuentes Nuevas y Renovables 3.5. EMISIONES 3.5.1. Emisiones Generadas por Demanda de Energía en CO2 Equivalente 3.5.2. Emisiones Generadas por Demanda y Oferta de Energía CO2 equivalente ANEXOS: BALANCES DE ENERGÍA PROYECTADOS

68

73

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86

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1. INTRODUCCIÓN Un proceso de toma de decisiones en el sector energético se basa en una comprensión sólida y correcta de los mecanismos y estructuras de los sistemas energéticos nacionales y regionales y del contexto socio – económico general en el cual son diseñadas e implementadas las diferentes políticas. El sub-sistema energético como parte del sistema socio – económico general de un país o región, presenta una estructura que va desde las reservas y potenciales hasta los usos de la energía, como así también sus conexiones con el sistema socio – económico y ambiental. Por ello, a fin de caracterizar el actual sistema energético peruano, la dinámica de funcionamiento y su posible evolución futura, el Ministerio de Energía y Minas, a través de la Oficina Técnica de Energía ha elaborado el Plan Referencial de Energía al 2015 en su versión ejecutiva, basado en el Estudio Integral de Energía. Este documento muestra la situación del sector energía y las proyecciones de demanda, oferta, inversiones y la balanza comercial para un horizonte de planeamiento hasta el año 2015. Los resultados de las proyecciones no deben ser visto como productos acabados, sino como parte del proceso dinámico continuo orientado a la búsqueda de soluciones de carácter integral para los problemas del sistema energético peruano. Desde la perspectiva del Estado, este Plan es un herramienta que sirve de referencia a los empresarios privados, para realizar sus análisis de futuras inversiones y al estado para el diseño de la política energética. La Oficina Técnica de Energía – OTERG, desea dejar expreso reconocimiento a todas las entidades relacionadas y personas vinculadas con el sector Energía, por el apoyo brindado a través de la información suministrada y las sugerencias efectuadas, estas han hecho posible la presente publicación.



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2. DIAGNÓSTICO 2.1. CONSUMO DE ENERGÍA En el Perú el bajo consumo de energía del país esta ligado al estancamiento de su economía y a la reprimarización de sus actividades productivas. El consumo final de energía neta por habitante está prácticamente estancado desde las dos últimas décadas a pesar de una leve recuperación en el último quinquenio en clara concordancia con la situación económica posterior a los años 80 en Perú. Ver Gráfico N° 1.

GRÁFICO N° 1

CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR HABITANTE

CNT/h : Consumo Neto Total por habitante CNsb/h: Consumo Neto sin Biomasa por habitante

A nivel de América Latina, Perú aparece entre los países de menor consumo energético por habitante debido a una baja energización de sus actividades productivas y residenciales. Ver Gráfico N° 2.

GRÁFICO N° 2

COMPARACIÓN INTERNACIONAL DEL CONSUMO ENERGÉTICO FINAL POR HABITANTE

AÑO 2000

250

300

350

400

450

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550

600

650

1970 1975 1980 1985 1990 1995

KE

P/h

abit

ante

CNT/h CNsb/h

0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600

(TEP / 103 Hab)

Bolivia

Perú

ColombiaEcuador

Grenada

Uruguay

Paraguay

A. Latina y Caribe

Brasil

Mexico

Chile

SurinameArgentina

Venezuela

Consumo Final Sin Leña Consumo Final Total



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En gran medida ello es resultante del inicio tardío, y rápidamente truncado, del esquema de crecimiento basado en el desarrollo del mercado interno, donde la crisis de los años 80 y el proceso de reprimarización productiva de los 90 han confluido para mantener esa situación.

El hecho señalado previamente, junto a la alta participación de la biomasa se refleja en una baja elasticidad Energía Neta - PBI (0,7081) in propia para un país que se encuentra aún en estado de desarrollo de su aparato productivo y de sus condiciones sociales marcadas por un importante grado de desigualdad y pobreza. La intensidad energética del Valor Agregado de las actividades productivas de bienes registra una tendencia decreciente claramente predominante en todo el periodo 1970-1999. Ver Gráfico N° 3.

GRÁFICO N° 3 EVOLUCIÓN DEL CONTENIDO ENERGÉTICO EN LAS

ACTIVIDADES PRODUCTORAS DE BIENES

Este comportamiento fue el resultado de los cambios en la composición del Valor Agregado en los sectores productores de bienes y de las variaciones en la estructura de fuentes en el consumo energético. Ver Gráfico N° 4.

GRÁFICO N° 4 PARTICIPACIÓN DEL VALOR AGREGADO EN EL PBI

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1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998

(%)

VA

B/P

BI

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60

65

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75

(%)

(I+M

)/V

AB

VAB/PBI (VAI+VAM)/VAB

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998

(KE

P/1

0 3 S

/ 197

9)



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El consumo Residencial y Comercial de energía por habitante entre 1980 y 1998 muestra una tendencia declinante que se acelera a partir de 1985, especialmente por la reestimación del aporte de la Leña y por la penetración del GLP y de la Electricidad de mayor eficiencia promedio; el GLP y la Electricidad. En los estratos más pobres de la población se comprueban carencias importantes en lo que se refiere a la cobertura de los requerimientos energéticos básicos : Conservación de Alimentos, Artefactos Diversos e Iluminación. Ver Gráfico N° 5.

GRÁFICO N° 5

EQUIPAMIENTO DE LOS HOGARES SEGÚN GRADO DE POBREZA

El consumo de energía en el Transporte se ha incrementado significativamente en los últimos años como consecuencia del aumento del parque automotor, resultado de la apertura económica y de la política deliberada del Gobierno de incentivar la importación de automóviles usados, muchos de los cuales se utilizan como transporte público, una alternativa de empleo que ha atenuado el nivel de desempleo abierto. Ver Cuadro N° 1.

CUADRO N° 1 ESTRUCTURA DE CONSUMOS SECTORIALES

AGRUPADOS EN ENERGÍA NETA (%)

Pese a la reestimación de los consumos de Leña y su sustitución en el Consumo Energético Final Total, esta, junto con la Bosta y Yareta, aún constituyen en 1998-1999 cerca del 20% del total. Ver Gráfico N° 6.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

RADIO

TV A COLOR

REFRIGERADORA

EQUIPO DE SONIDO

VIDEO GRABADORA

LAVADORA

COMPUTADORA

En % sobre el total de hogares

NO POBRES

POBRES NO EXTREMOS

POBRES EXTREMOSPOBRES TOTAL

AÑOSResidencial, Com.

y PúblicoPesca, Agricultura y

AgroindustrialesTransporte Industrial Minero-

Metalúrgico TOTAL

1985 47,0 4,7 23,2 25,2 100,0 1990 45,2 5,2 28,8 20,9 100,0 1995 38,1 7,8 32,5 21,6 100,0 1999 36,1 5,7 33,1 25,0 100,0



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GRÁFICO N° 6

PARTICIPACIÓN DE LA BIOMASA DENTRO DEL CONSUMO DE ENERGÍA

Adicionalmente, si se analizan las participaciones de estas fuentes en el sector Residencial y Comercial, los valores se elevan al 56,1% y al 75,7% en el sector Residencial Rural. A diferencia del Consumo Neto Total, el consumo eléctrico total por habitante muestra una tendencia de incremento sostenido hasta 1981. La interrupción del proceso de crecimiento basado en el desarrollo interno implicó un estancamiento relativo en la tendencia de electrificación. El proceso de electrificación volvió a tomar dinamismo en los últimos años, pero recién en 1997 se logró recuperar el nivel per cápita de 1987. Ver Gráfico N° 7.

GRÁFICO N° 7

CONSUMO ELÉCTRICO POR HABITANTE

350

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1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998

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h

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( % )



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En el plano del consumo eléctrico total per cápita, la situación de Perú dentro del contexto de América Latina y El Caribe evidencia una escasa electrificación, ubicándose el país entre los que presentan uno de los niveles más bajos, representando menos del 45% del promedio de la región. Ver Gráfico N° 8.

GRÁFICO N° 8 COMPARACIÓN DEL CONSUMO ELÉCTRICO TOTAL POR HABITANTES

Si bien el grado de electrificación ha mejorado y llega al 73,5% en el 2000, su nivel resulta aún bastante bajo comparado con otros países de América Latina y El Caribe, al menos con Argentina, Chile, Uruguay, México y Venezuela. Del análisis de la información obtenida se observa que una parte importante del incremento en el grado de cobertura no responde a un crecimiento genuino de los suministros sino a una estrategia de las distribuidoras que concentraron sus esfuerzos en la disminución de las “pérdidas no técnicas”, incorporando usuarios provenientes de sectores que obtenían su energía eléctrica en forma clandestina. Generar los mecanismos que permitan elevar en forma sostenible el grado de cobertura eléctrica del país constituye uno de los mayores desafíos que se plantean al Sector Eléctrico. Esta insuficiente cobertura eléctrica de los hogares es una de las causas de las asimetrías existentes. Ver Gráfico N° 9.

GRÁFICO N° 9 GRADO DE ELECTRIFICACIÓN

(%)

0 2 5 0 5 0 0 7 5 0 1 0 0 0 1 2 5 0 1 5 0 0 1 7 5 0 2 0 0 0 2 2 5 0 2 5 0 0 2 7 5 0 3 0 0 0 3 2 5 0

Bol iv ia

E c u a d o r

Perú

P a r a g u a y

Co lomb ia

Mex i co

U r u g u a y

Bras i l

A rgen t i na

Chile

Venezue la

S u r i n a m e

kW .h/hab

73,572,2

51,852,9

54,654,9

58,359,8

61,3

64,966,1

67,769,5

50

55

60

65

70

75

Dic -1989

Dic -1990

Dic -1991

Dic -1992

Jun -1993

Dic -1993

Dic -1994

Dic -1995

Dic -1996

Dic -1997

Dic -1998

Dic -1999

Dic -2000

(%)



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A nivel espacial y en concordancia con el disímil grado de desarrollo medido según la estimación del PBI por habitante se distribuye el consumo final energético total. Así la región Centro representa el 46,3%; la Norte el 26,8%; la Sur el 22,5% y la Oriente el 4,5%. Ver Gráfico N° 10.

GRÁFICO N° 10

CONSUMO DE ENERGÍA POR HABITANTE MACROREGIONES DEL PERÚ

TEP/103 HABITANTES

O

C

É

A

N

O

C

Í

A

C

P

I

F

O

ECUADORCOLOMBIA

BRASIL

CHILE

BOLIVIA

Norte

Oriente

Centro

Sur

263

159

264

313



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Así mismo, los desequilibrios antes señalados se ponen de manifiesto si se analiza el coeficiente de electrificación por departamento. Ver Gráfico N° 11.

GRÁFICO N° 11 COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN

AÑO 2000

Debe destacarse el notable incremento de la participación del Diesel Oil en el Consumo Energético Final por Fuentes como consecuencia del incremento del parque automotor. Ver Cuadro N° 2.

86%86%

83%83%82%

73%64%

64%62%62%62%

59%58%

55%50%49%48%

42%32%31%

29%

99%98%

94%91%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

CajamarcaAmazonas

HuánucoHuancavelica

LoretoPuno

San MartínPiura

ApurimacPasco

AncashUcayali

Madre de DiosAyacucho

CuscoLa Libertad

LambayequeIca

JunínMoquegua

TumbesTacna

ArequipaCallao (Prov. Const.)

Lima



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CUADRO N° 2 CONSUMO FINAL POR FUENTE

103 TEP

La mencionada apertura a la importación de carros nuevos y usados también ha provocado la elaboración de cuatro tipos de gasolinas (de 84, 90, 95 y 97 octanos), cuando dos de ellas absorben el 86% de las ventas. Por otra parte el consumo total de gasolinas sólo ha crecido de 9 193 miles de barriles en 1985 a 9 302 miles de barriles en el año 2000, con el consiguiente desequilibrio entre oferta y demanda de las destilerías provocando saldos exportables, ya que las destilerías tratan de producir el máximo de Diesel Oil compatible con la estructura de sus instalaciones. El bajo crecimiento del consumo de Gasolinas se ha debido a la dieselización del parque automotor. Ver Cuadro N° 3.

FUENTES 1980 1985 1990 1995 2000

Gas Natural 0 108 74 3 1Carbón Mineral 18 80 64 234 381Solar 0 0 0 1 53Leña 2 800 2 995 2 146 1 776 1 638Bagazo 286 326 271 270 270Bosta-Yareta 248 254 257 256 256Electricidad 749 917 1 014 1 105 1 490Gas Licuado 128 129 189 295 471Gasolinas Motor 1 188 1 124 1 229 1 217 1 148Kerosene 930 842 732 725 669Turbo 309 240 217 371 357Diesel Oil 1 085 1 095 1 406 2 270 2 559Petróleo Industrial 1 571 1 155 1 165 1 199 1 542Coques 21 22 27 30 25Carbón Vegetal 26 27 42 52 56Gases Industriales 94 10 9 24 24No Energéticos 120 120 80 217 122Total 9 573 9 444 8 922 10 045 11 063



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CUADRO N° 3 VENTAS DE DERIVADOS DE PETRÓLEO AL MERCADO INTERNO

103 bbl

Los consumos finales de Carbón Mineral se han incrementado de una manera importante entre 1985 y el año 2000, concentrándose los mismos en las Cementeras y en el sector Minero-Metalúrgico, debiendo agregarse a esta demanda la de los Centros de Transformación (en especial para la generación de electricidad en la Central de Ilo), pero la casi totalidad de estos consumos (Finales e Intermedios) es abastecido con Carbón Importado. En cuanto al Gas Natural, actualmente se consume en el Departamento de Piura abasteciendo la generación eléctrica, el consumo propio en yacimientos y refinerías y al sector Residencial. Además se tiene la Central Térmica de Aguaytía que utiliza el gas de esa región y el consumo propio de la industria de hidrocarburos.

1980 1985 1990 1995 2000

GLP 1 334,0 1 343,0 1 988,1 3 106,6 4 959,8 GasolinasGasolina Motor 80 208,0 0,0 0,1 0,0 Gasolina Motor 84 9 760,0 8 209,0 8 680,0 7 352,8 5 288,8 Gasolina Motor 90 0,0 1 188,7 2 727,2 Gasolina Motor 95 461,0 984,0 1 365,6 576,8 599,6 Gasolina Motor 97 0,0 858,1 686,5 Gasolina Natural 66,6 Gasolina de Aviación 42,0 25,0 34,7 17,8 14,6 Naftas 0,0 0,0 0,0 0,0 30,0 Subtotal Gasolinas 10 471,0 9 218,0 10 080,3 9 994,3 9 413,3 KeroseneKerosene 6 331,0 5 833,0 5 059,0 5 092,0 5 044,1 Diesel 1 150,0 84,0 814,5 0,0 Subtotal 6 481,0 5 917,0 5 873,5 5 092,0 5 044,1 Turbo CombustibleTurbo A1 2 976,0 2 300,0 2 079,5 3 155,3 2 683,2 Turbo JP5 7,0 1,0 1,1 0,0 0,0 Subtotal 2 983,0 2 301,0 2 080,6 3 155,3 2 683,2 Diesel Petrodiesel 2 10 849,0 10 712,0 11 916,5 18 985,5 20 056,8 Petrodiesel 2 Bunker 0,0 0,0 63,9 Subtotal 10 849,0 10 712,0 11 916,5 18 985,5 20 120,7 Petróleo IndustrialPetróleo Industrial 4 64,3 214,0 Petróleo Industrial 5 1 740,0 541,0 414,8 0,0 1,8 Petróleo Industrial 6 11 829,0 9 273,0 9 760,6 3 816,4 3 771,4 Petróleo Industrial 6 Bunker 0,0 37,6 Petróleo Industrial 500 0,0 6 556,4 5 970,6 Otros Residuales 1 211,4 Subtotal 13 569,0 9 814,0 10 239,7 10 624,4 10 955,3 Otros Productos 560,0 591,0 464,3 1 570,0 886,8

TOTAL 46 247,0 39 896,0 42 643,0 52 528,1 54 063,2



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2.2. ABASTECIMIENTO 2.2.1. ELECTRICIDAD La potencia instalada de generación eléctrica a diciembre del 2000 en el ámbito nacional fue 6 070 MW, del cual la generación hidráulica representa el 47% y la generación térmica el 53%. Cabe mencionar que la estructura de la composición de la capacidad por fuentes cambió en la última década, en 1990 la participación de generación hidráulica era mayor con 58% y la generación térmica 42%. En lo que se refiere al abastecimiento eléctrico, se observa que en la actualidad el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) presenta un sobre-equipamiento en generación, tal como se observa en el Gráfico N° 12. La magnitud de este sobre-equipamiento depende de los criterios de confiabilidad que se utilicen en el sistema. Así mismo en el sistema de generación existe alto grado de concentración, donde 6 empresas generadoras abastecen el 87% de la demanda, el cual afecta el desarrollo de la competencia.

GRÁFICO N° 12 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y LA POTENCIA INSTALADA

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

El sistema eléctrico se ha visto fortalecido por la unificación de los dos sistemas interconectados, centro-norte y sur. En noviembre del año 2000, se conforma el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) mediante la puesta en operación de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Esto sin duda alguna le confiere una mayor confiabilidad a todo el sistema, además de presentar un desafío en el desarrollo de la infraestructura de Transmisión, acorde a una demanda creciente. Una de las causas de la baja inversión en el sistema de Transmisión, tiene su origen en la normativa que define la tipificación de una línea de transmisión como principal ó secundaria. De dicha tipificación depende la forma en que la inversión resulta ser atractiva para el inversionista. En la Gráfico N° 13, se muestra en sistema de transmisión al año 2000.

0

1000

2000

3000

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1995 1996 1997 1998 1999 2000

Térmica Hidráulica Demanda



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En lo que respecta a la evolución de tarifas eléctricas, luego de un período de fuerte cambio de precios relativos entre las distintas categorías tarifarias, se observa en los últimos años una cierta estabilidad en sus precios medios. El análisis comparativo regional muestra que en el sector residencial las tarifas del Perú se hallan alineadas entre los valores más altos de la región, mientras que por el contrario las tarifas industriales se ubican en los niveles más bajos. Cabe mencionar que los consumos promedio en el sector Residencial disminuyeron como consecuencia tanto de la variación de los precios reales como del PBI por habitante. En el Gráfico N° 14, se muestra la evolución de los precios por sectores.

GRÁFICO N° 14 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DE ELECTRICIDAD

Cent. US$/kW.h

Como resultado de las reformas estructurales en 1992 a través de la aplicación de la ley de concesiones eléctricas y su reglamento se observa que el sistema ha adquirido un creciente grado de complejidad, en especial relacionado con el mayor número de actores participantes, sin embargo la alta concentración de los mercados de generación y distribución, no permite conducir a una mayor competencia. El marco legal en el sector eléctrico estuvo orientado a la promoción de las Inversiones, en ese contexto existe una importante legislación compuesta por diferentes categorías de normas. El Estado permanece presente, no sólo como ente concesionario, fiscalizador y regulador si no como responsable de la expansión de la Frontera Eléctrica y en otras actividades que le otorgan participación real en el mercado eléctrico. El sector eléctrico en el Perú tiene características estratégicas, donde existe un importante potencial hidroeléctrico, cuya explotación podría ser competitiva en el desarrollo del gas de Camisea y/o el uso de los derivados de petróleo.

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cio

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RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL PROMEDIO



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2.2.2. PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS Las Reservas Probadas de Petróleo han tenido una disminución significativa en las dos últimas décadas, en 1980 se registró 800 106 bbl mientras que en el 2000 las reservas fueron 323 106 bbl. Entre las causas de esta caída se puede mencionar a la disminución de las inversiones en exploración, en un contexto de bajos precios del petróleo y el deterioro de la situación económica-financiera de la empresa estatal PETROPERU, que tenía a su cargo la mayor parte de los trabajos de exploración hasta los primeros años de los ‘90. Las reformas realizadas en el sector, en particular a partir de la nueva Ley de Hidrocarburos 26221 de agosto de 1993, posibilitaron la firma de numerosos contratos de Licencia de exploración con empresas extranjeras. En el periodo 1993 – 2000 se firmaron en total 40 contratos de exploración con inversiones mínimas comprometidas por un total de 1 460 106 US$. Esto lleva al incremento de la actividad exploratoria a partir de 1996, tanto en sísmica como en perforación de pozos, pero hasta el momento no se han producido descubrimientos de importancia. A fines del año 2000 quedaron en vigencia sólo 14 contratos de exploración con un total de inversión mínima comprometida de 391 106 US$, de las cuales ya se han ejecutado 153 106 US$ y quedan por realizar 238 106 US$. Teniendo en cuenta que las inversiones en exploración acumuladas en el periodo 1993 – 2000 fue 731 106 US$ y se deduce que las inversiones comprometidas y no realizadas por los contratos revertidos fueron de 491 106 US$. En cuanto a la localización de las reservas, al año 2000, el 43% de las Reservas Probadas se situaban en la Costa Norte, el 16% en el Zócalo continental y el 40% restante en la Selva (u Oriente). La producción de Petróleo Crudo en las dos décadas pasadas también tuvo una caída significativa aunque, a una tasa algo menor que la caída de las reservas. En 1980 la producción total de crudo era de 71,4 106 barriles y en el 2000 fue de 36,3 106 barriles; en 20 años la producción de petróleo se redujo a casi la mitad. Ver Gráfico N° 15. La cantidad de pozos perforados para el desarrollo de los campos en explotación era del orden de los 400 pozos/año a principios de los ‘80 reduciéndose a un promedio de 58 pozos/año en la década del ‘90. La caída de las inversiones para el desarrollo de los yacimientos, reflejada por la cantidad de pozos perforados, ha llevado a que los incrementos de producción debido a estas no alcancen a suplir la declinación propia de los pozos existentes, y en consecuencia provocan la caída de la producción total. La participación de las distintas zonas petroleras en la producción de crudo es distinta a la ubicación de las reservas. Así para 1999, el 20% del Crudo se produjo en la Costa Norte, el 13% en el Zócalo y el 67% en la Selva. Esto lleva a diferentes horizontes de Reservas/Producción para cada zona: 17,5 años para la Costa Norte; 9,8 años para el Zócalo, y sólo 4,9 años en la Selva (siendo el promedio nacional de 8,0 años).



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GRÁFICO N° 15 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS Y

LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

La actividad de refinación ha tenido prácticamente los mismos niveles de producción de derivados durante el periodo 1980 – 2000. El Petróleo Crudo procesado se ha mantenido alrededor del promedio de 57 106 barriles/año en todo el periodo. El conjunto de las siete refinerías existentes en el país procesaron, en el 2000, 52,5 106 barriles de Petróleo Crudo, de los cuales 29,9 106 barriles (57%) fueron de origen nacional y 22,6 106 barriles (43%) fueron importados. La estructura de refinación promedio del país en cuanto a la producción de derivados ha sufrido variaciones en el 2000 en relación con los valores iniciales de 1980. Si se comparan las participaciones en la producción por grupo de derivados entre estos dos años, se observa que los derivados livianos (GLP, Gasolinas y Gas Combustible) han perdido un 0,7% de participación; los intermedios (Kerosene, Turbo Combustible y Diesel) han perdido el 4,9%; y los pesados (Petróleo Industrial y Otros) han incrementado su participación en 5,6%. El tipo de crudo procesado unido a la estructura de las refinerías explican estos patrones de producción. Ver Cuadro N° 4.

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RESERVAS IMPORTACIÓN PRODUCCIÓN



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CUADRO N° 4 PETRÓLEO CRUDO PROCESADO Y PRODUCCIÓN DE DERIVADOS

103 bbl

Se observan diferencias significativas entre la producción de derivados de petróleo y el consumo del mercado interno, ocurriendo superávits y déficits de producción que dan lugar los correspondientes flujos de comercio exterior. Los déficits de producción ocurren en el GLP y en Diesel, siendo en el 2000 del 50% y del 38% respectivamente de la demanda interna. Los superávits están en las Gasolinas y el Petróleo Industrial.

1980 1985 1990 1995 2000

CRUDO PROCESADO 53 753,0 62 316,0 53 837,0 53 217,0 52 512,0

PRODUCCION DE DERIVADOS

Gas Combustible 406,0 327,0 398,0 407,6 527,0

GLP 1 148,0 1 407,0 1 471,3 1 923,5 2 485,4 Gasolinas

Gasolina Primaria 342,0 241,3 207,5 250,6

Gasolina Exportación 1 838,0 23,3 62,1

Gasolina Motor 84 12 299,0 8 346,0 7 686,9 6 084,7 5 076,8 Gasolina Motor 90 3,0 1 192,0 2 790,4

Gasolina Motor 95 510,0 1 479,2 588,1 558,5

Gasolina Motor 97 490,6 873,3

Nafta Liviana/BTX 624,8 202,2 1 667,0 Nafta Pesada 0,0 0,0 0,0

Nafta Craqueada 218,0 1 192,0 420,3 1 438,8 876,2 Total Gasolinas 13 027,0 11 721,0 10 475,8 10 203,9 12 154,9

Kerosene 6 741,0 6 352,0 5 699,3 5 163,0 5 238,9

Turbo A-1 3 021,0 2 377,0 2 033,8 3 249,6 2 822,3 Diesel

Diesel 2 12 421,0 12 389,0 8 578,3 12 430,1 12 370,7

Gasoleo pesado/liviano 138,0 116,0

Material de corte 745,0 520,5 369,0 23,8 Total Diesel 12 421,0 13 272,0 9 098,8 12 799,1 12 510,5 Petróleo Industrial

Residual 5 1 326,0 520,0 261,8 313,3 2,7

Residual 6 15 330,0 13 890,0 12 947,7 7 899,2 6 694,3 Residual 500 11 242,0 11 552,5 9 719,3 11 685,4

Crudo Reducido 486,0 35,2 499,0 540,6

Otros Residuales 0,0 0,0 0,0 120,7 746,9 Total Petróleo Industrial 16 656,0 26 138,0 24 797,2 18 551,5 19 669,9

Otros Productos

Asfalto Líquido 116,0 134,0 79,4 664,6 214,4

Asfalto Sólido 118,0 137,0 55,5 892,6 437,7

Solvente 1 y 3 155,0 111,0 48,2 143,5 318,5

Aceite Combustible 312,2 Aceites lubricantes (Bases) 33,0 47,0 34,0 51,7 0,0

Grasas lubricantes 9,0 11,0 3,5 12,8 0,0

Acido nafténico 3,0 3,0 0,9 2,7 0,0

Aceite Clarificado 43,0 67,0 46,0 7,6 0,0 Ronax 2,0 0,9 0,4 0,0

Otros productos de inventario - 3,0 0,0 - 21,6 23,2 Total Otros Productos 474,0 512,0 268,4 1 754,3 1 305,9



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La balanza comercial de los hidrocarburos ha tenido un cambio drástico: Perú pasó de ser fuerte exportador de hidrocarburos a ser fuerte importador. En 1980 el saldo era positivo por 759 106 US$; a partir de 1988/90 comienza a ser importador; en el 2000 la balanza fue negativa por 713 106 US$. El componente más importante de las importaciones de hidrocarburos es el Petróleo Crudo. En el año 2000 se exportó crudo por 5,0 106 bbl y 124 106 US$, mientras que se importó por 22,3 106 bbl equivalente a 614 106 US$; a sea que el saldo fue una importación neta por 17,3 106 bbl que significaron un importe de 490 106 US$. Una pequeña fracción de este intercambio de Petróleo Crudo está motivada por la calidad de los petróleos nacionales (más pesados) que justifican las importaciones de crudos más livianos para una mejor adecuación a la capacidad de refinación y a los requerimientos de derivados del mercado interno. Ver Cuadro N° 5.

CUADRO N° 5

IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS

La principal causa de las importaciones de crudo es la caída de la producción nacional. Esta no alcanza para abastecer las refinerías. El incremento de los precios del petróleo en el mercado internacional tuvo un fuerte impacto negativo en la balanza comercial de los hidrocarburos de los dos últimos años.

1980 1985 1990 1995 2000

Petróleo Crudo 6 433,9 17 474,5 22 323,0 GLP 174,0 49,0 665,3 1 334,0 1 981,0 Gasolinas 248,9 359,4 454,0 Gasolina de Aviación 75,0 33,0 50,2 8,0 Diesel 122,0 3 768,9 8 406,9 9 304,0 Kero/Turbo 70,0 531,1 376,2 392,0 Aceites y Bases Lubr. 134,0 112,0 137,6 102,3 472,0 Material de Corte 1 156,9 522,0 Nafta Reformada 181,0 Otros Productos 2,0 28,0 83,4 5,0 Total Derivados 577,0 222,0 5 402,0 12 008,1 13 130,0

TOTAL 577,0 222,0 11 835,9 29 482,6 35 453,0

Petróleo Crudo 149,6 295,0 614,4

Derivados 29,6 11,8 165,6 294,8 479,1 Total 29,6 11,8 315,2 589,8 1 093,5

Petróleo Crudo 17 629,0 9 175,0 1 083,0 10 641,0 4 963,0

Gasolina Motor/Naftas 2 865,0 2 953,0 596,8 694,6 2 075,0

Kero/Turbo 0,0 22,2 398,0

Diesel 922,0 84,0 974,4 315,0

Combustible Residual (*) 1 945,0 13 994,0 13 812,0 6 259,4 7 184,0

Otros 30,0 61,0 14,0 2,7 11,0 Total Derivados 4 840,0 17 930,0 14 506,8 7 953,3 9 983,0

TOTAL 22 469,0 27 105,0 15 589,8 18 594,3 14 946,0

Petróleo Crudo 640,5 227,4 18,7 146,1 124,3

Derivados 147,8 417,6 244,0 120,5 256,0 Total 788,3 645,0 262,7 266,6 380,3

EXPORTACIONES (106 US$)

IMPORTACIONES (103 bbl)

IMPORTACIONES (106 US$)

EXPORTACIONES (103 bbl)



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Como consecuencia del estancamiento de los niveles de actividad en refinación, el aumento de la demanda interna de derivados, y las necesidades crecientes de GLP y Diesel, surgen las importaciones netas de derivados de petróleo que alcanzaron 223 106 US$ en el año 2000. De las siete refinerías existentes en el país, sólo dos (La Pampilla y Talara) tienen cierto grado de complejidad, con plantas de Craqueo y Reformación Catalítica que permiten una mayor conversión y producción de derivados livianos. La refinería de Conchán es intermedia, con una planta de Vacío, mientras que las restantes tienen sólo procesos de Destilación Primaria y tratamiento de Azufre. Ver Cuadro N° 6.

CUADRO N° 6 CAPACIDAD DE REFINACIÓN AL 31 /12 /2000

bbl/día

2.2.3. GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL La incorporación de las reservas de gas natural de los yacimientos de Camisea, a partir del año 1988, modifica sustancialmente no sólo el nivel de reservas probadas de esta fuente sino también la composición de las reservas totales de recursos energéticos con que cuenta el país. En 1998 se vuelve a incrementar las reservas gracias a nuevos descubrimientos en la estructura de Pagoreni en la zona de Camisea. Las reservas probadas de gas natural al 2000/12/31 son de 8,7 x 1012 ft3. Estas son equivalentes a 4,5 veces las reservas de petróleo crudo existentes en el país. Ver Gráfico N° 16.

REFINERÍA EMPRESADESTILACIÓN

PRIMARIA VACÍOCRAQUEO

CATALÍTICOREFORMACIÓN

CATALÍTICADESULFU-RIZACIÓN MEROX

BASESLUBRICANTES

LA PAMPILLA REPSOL 102 000 18 000 8 500 1 700 2 700 TALARA PETROPERU 62 000 24 000 16 600 10 000 1 200 IQUITOS PETROPERU 10 500 CONCHAN PETROPERU 15 500 10 000 PUCALLPA PETROPERU 3 300 500 EL MILAGRO PETROPERU 1 700 SHIVIYACU OCCIDENTAL 2 000

TOTAL 197 000 52 000 25 100 1 700 2 700 10 500 1 200



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GRÁFICO N° 16

EVOLUCIÓN DE LAS RESERVA PROBADAS Y LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

El gas natural producido en campo es reinyectado en un 41%, quemado y venteado en un 14% y el 45% restante es procesado en las plantas de gas, donde se obtiene gas seco o distribuido, gasolinas y GLP. Considerando los consumos en forma conjunta de gas natural y de gas distribuido (o Seco) consumidos en el año 2000, la mayor parte correspondió a las operaciones propias de los yacimientos con el 45% del total; le sigue la generación eléctrica con el 43%; luego los consumos en refinerías llevan prácticamente el 12% restante. Los consumos en el sector residencial son muy pequeños participando sólo con el 0,2%. Las reservas probadas de líquidos del gas natural son de 582 x 106 bbl al 2000/12/31. Si convertimos dicho valor a su equivalente en barriles de petróleo crudo, resulta que las reservas nacionales de LGN son un 65% superiores a las de petróleo. Estas reservas se localizan en Camisea (97,3% del total) y en Aguaytía (2,7%). Actualmente existen dos plantas separadoras de líquidos del gas natural. Una ubicada en el departamento de Piura, operada por EEPSA (Empresa Eléctrica de Piura SA) y la otra operada por Aguaytía Energy en el departamento de Ucayali. En el año 2000, estas plantas produjeron 1 658 x 103 bbl de LGN (esencialmente gasolinas y gas licuado), de los cuales el 85% se produjeron en Aguaytía y el 15% la planta de EEPSA. La explotación actual del gas natural en Perú es muy pequeña, el indicador reservas/producción es de 155 años. La magnitud de las reservas de gas natural y de líquidos del gas natural existentes en los yacimientos de Camisea abre un conjunto de posibilidades para su utilización, que puede llegar a modificar sustancialmente en el mediano y largo plazo la estructura por fuentes del balance energético nacional y la actual situación de la balanza comercial de hidrocarburos. Las ventajas del gas natural respecto a los derivados el petróleo, como son su bajo costo, la distribución por redes, la menores emisiones que provoca su combustión, etc., hacen que se disponga de un muy buen potencial para la sustitución energética.

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Los principales sectores a partir de los cuales puede desarrollarse la utilización del Gas Natural, y a la vez incentivar el desarrollo de las redes para atender otros consumos, son la generación eléctrica y las grandes industrias. En el primer caso produciría como efecto inmediato la reducción de las tarifas eléctricas y en el segundo un aumento de la competitividad por reducción de costos energéticos. 2.2.4. CARBÓN MINERAL Y DERIVADOS El Perú presenta un interesante potencial de reservas verificables de carbón mineral en las Cuencas de Alto Chicama, Santa, Oyón y Jatunhasi. Al 1999/12/31 las reservas probadas a nivel nacional ascendían a las 55,9 x 106 t de Carbón Mineral de las cuales el cerca del 98% corresponden a carbón antracítico. Dichas reservas en energía, equivalen al 90% de las reservas de Petróleo; el 20% de las de Gas Natural y el 55% de las de los Líquidos del Gas Natural. La producción nacional de carbón mineral registrada, desciende fuertemente a finales de los 80’ e inicios de la década de los 90’, para luego mantenerse a un ritmo bajo y estable en los últimos años. Ver Gráfico N° 17.

GRÁFICO N° 17 EVOLUCIÓN DE LAS RESERVA PROBADAS, PRODUCCIÓN,

IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE CARBÓN MINERAL

En los últimos años, la producción de carbón mineral no ha representado menos del 5% de la Oferta Interna Bruta de este energético importándose el resto. Las razones para que los niveles de producción sean tan bajos están vinculados a varios factores entre los que destacan: calidad inadecuada del carbón antracítico, en gran medida por falta de tratamiento adecuado, deficiencias en el transporte; falta de demanda; diferencias en la calidad y modalidad de uso con los hidrocarburos líquidos. A eso habría que adicionar la informalidad en la producción minera, que no es detectada por las cifras oficiales de la Dirección General de Minería, por lo cual se estima que los valores de producción reales podrían ser mayores a los oficialmente registrados.

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El Perú es un importador neto de carbón mineral, sus principales países proveedores son Venezuela y Colombia y la importadora mas importante ha sido Lar Carbón S.A. En cuanto a las exportaciones, en 1986, el Perú registra su única exportación de carbón mineral de las últimas tres décadas. A mediados de la década del ochenta e inicios de los noventa, el estado peruano puso en marcha del proyecto de promoción denominado Procarbón, para incentivar el uso del carbón mineral en Perú. La finalidad era dinamizar el mercado del carbón independientemente de que su origen fuera nacional o importado. La idea era sustituir a los derivados de Petróleo (Petróleos Industriales y Diesel Oil) en el sector industrial y minero por carbón pulverizado y el uso de kerosene por Briquetas de carbón en el sector residencial y comercial. Entre las medidas concretas efectuadas a favor del carbón mineral, a inicios de los noventa fue liberado del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), medida que se dejó sin efecto en 1998, para comenzar a regir a partir del año 2000, mediante Decreto Legislativo N° 821 restituyéndose los 11 Nuevos Soles por Tonelada Métrica del (ISC) hasta el año 2005. La participación del carbón mineral en el consumo final energético de Perú ha sido siempre muy baja pasando del 0,2% en 1970 al 2,7% en 1999. A partir del año 2000 entró en operación una Central Térmica a carbón importado, construida por ENERSUR y ubicado en el puerto de Ilo (Moquegua) con una potencia instalada de 135 MW y efectiva de 125 MW. El consumo de carbón (de origen importado) fue en el año 2000 de 13 600 t. Este valor incrementará el aporte de este energético al abastecimiento nacional en casi el 30%. Si bien los recursos carboníferos de Perú son muy abundantes y están difundidos en buena parte del País la falta de suficientes trabajos de prospección no permiten afirmar la inexistencia de carbones coquizables. Los estudios realizados en los años 1986 y 1988 deberían actualizarse. El carbón antracítico peruano no es de mala calidad, pero no se lo somete a un adecuado proceso de selección de tamaño y lavado; lo cual incide en las dificultades que presenta su ignición al momento de quemarlo. Para incrementar la producción de carbón en Perú, además de los problemas de demanda, habría que: disminuir los costos de transporte; aumentar la escala de producción (ya que proliferan las minas pequeñas y dispersas en el espacio) y solucionar la heterogeneidad de producción (en cuanto a calidad y tamaño de los trozos) y asegurar el suministro por parte de los oferentes a los potenciales compradores. 2.2.5. FUENTES NUEVAS Y RENOVABLES Las fuentes renovables que se tratarán en este parte son: ¨ Geotermia ¨ Pequeñas Centrales Hidroeléctricas ¨ Energía Eólica ¨ Energía Solar ¨ Biomasa GEOTERMIA La energía geotérmica resulta del aprovechamiento de las diferencias de temperatura que se presentan en el subsuelo. De esta manera se calienta el agua subterránea, que en algunos casos se llega a vaporizar como en los llamados geizers. En el País se tiene aproximadamente 300 manifestaciones de aguas termales entre 49º y 89ºC situadas a lo largo de la Cordillera Occidental y en menor medida en los valles intraandinos y la zona Oriental, que solo serían aptas para calentamiento de agua y calefacción.



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Parecería necesario intensificar las investigaciones de los recursos existentes, para luego definir la factibilidad de una explotación comercial, previa instalación de plantas piloto en los yacimientos. Por otra parte la abundancia de recursos hidroeléctricos dificulta las inversiones en geotermia, que además tienen el mismo tipo de incentivo que las hidroeléctricas. ENERGÍA EÓLICA La costa peruana cuenta con un importante potencial eólico, llegándose a alcanzar velocidades de viento de hasta 8 m/seg en Malabrigo, San Juan de Marcona y Paracas. Asimismo en la mayor parte de la costa se presentan valores anuales de 6 m/seg. En general donde el recurso eólico supera los 6 m/seg y una adecuada continuidad es factible analizar la conveniencia de su uso para generar electricidad. De manera que la primera acción para el estudio de las posibilidades de utilización de la energía eólica es la medición del recurso, no solo en lo referente a la velocidad sino también, a la continuidad, de esa manera se obtiene la Energía producible por m2 de superficie de captación y por año. En el País se han ubicado 31 estaciones de medición en localizaciones en casi todos los Departamentos, a través de los cuales se constata que las mejores condiciones se dan en aquellos de la Costa. Actualmente en el Perú existen dos Centrales eléctricas accionadas a Energía Eólica, ambas de Servicio Público desligados del SEIN. Una pertenece a Electronorte Medio S.A. opera desde 1996, con un aerogenerador asincrónico trifásico de 250 kW, en la localidad de Malabrigo (Departamento La Libertad). Su eficiencia es del 36% y ha generado 620 MW.h en el año 1999 lo cual implicaría un funcionamiento de aproximadamente 2480 horas por año. La otra central con un aerogenerador a inducción de 450 kW está ubicado en San Juan de Marcona (Departamento de Ica) operada por el Municipio correspondiente Existe un proyecto de Parque Eólico en Malabrigo de 40 MW, estando en estudio la Primera etapa por 10 MW. ENERGÍA SOLAR El promedio de la Radiación Solar sobre una superficie horizontal en la Sierra de Perú es mayor a 5 kW.h/m2 y en la Selva varía entre 4 y 5 kW.h/m2, lo cual indica que el país tiene un buen potencial para el uso de la Energía Solar. La elaboración del BNEU 1998 permitió detectar, a través de las encuestas realizadas, el nivel de Utilización de la Energía Solar en los Sectores Residencial y Comercial. Estos consumos Finales de energía alcanzaron a 45,8 103 TEP en el Sector Residencial y a 5,4 103 TEP en el Comercial y Servicios, por supuesto en el calentamiento de Agua. Esto consumos son muy pequeños respecto del Consumo Energético Final Total o de los Consumos Totales de los respectivos sectores. El 1,3% del Residencial Total; el 1,8% del Comercial y Servicios y el 0,5% del Consumo Final Total. A nivel del Uso Calentamiento de Agua en el Sector Residencial, la Energía Solar representa un no despreciable 7,8% en Energía Neta y un 13,3% en Energía Util. Por Departamentos el Sector Residencial en Arequipa concentra el 85,5% del uso solar completando los totales Lima-Callao (13,2%) y Tacna (1,3%). En Comercial y Servicios, también Arequipa acapara la mayor parte del consumo solar con el 85,1% y el resto se distribuye entre Ancash; La Libertad; Puno; Tacna; Piura y Cuzco.



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BIOMASA De todas las Fuentes Renovables mencionadas es sin duda la Bioenergía, especialmente la leña la que mantiene importancia en el Balance Energético de Perú, pese a una persistente declinación respecto de los niveles de los años 70. También el Bagazo es un energético tradicionalmente aprovechado, al ser un subproducto de la molienda de la caña de azúcar, que suministra buena parte del calor que requiere el proceso de obtención de azúcar. Del resto de Bioenergéticos solamente la Bosta y Yareta son empleados en el Sector Residencial en 15 de los 24 Departamentos de Perú, principalmente en Cuzco y Puno. Es probable que también se utilicen residuos agroindustriales (Licor Negro en la Industria del Papel y cáscara de arroz en los Molinos Arroceros y residuos en el industria cafetera) pero en cantidades muy poco significantes. PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas son aquellas instaladas con menos de 500 kW de potencia. En general el Potencial Energético de este tipo de Centrales depende de un detallado estudio a nivel de los emplazamientos específicos, de otra manera se obtiene un Potencial Teórico que es producto de calcular escurrimientos de cuencas y alturas que carece de significación económica. En el año 2000, habían 59 Centrales Hidroeléctricas de menos de 500 kW. En los departamentos: Huancavelica, Apurimac y Lima se concentran las mayores capacidades instaladas de Centrales Hidroeléctricas de Pequeña Potencia. En el cuadro N° 7, se da una descripción de la ubicación de las Centrales Hidroeléctricas de Pequeña Potencia.

CUADRO N° 7 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE PEQUEÑA POTENCIA

DEPARTAMENTONº DE

CENTRALESPOTENCIA

(kW)PRODUCCIÓN

(MW.h)Amazonas 3 340,0 387,0 Ancash 3 910,0 343,8 Apurimac 2 460,0 3 074,7 Arequipa 7 1 490,0 2 500,7 Ayacucho 8 1 480,0 1 240,5 Cajamarca 8 1 300,0 1 949,9 Cuzco 1 400,0 1 546,9 Huancavélica 7 480,0 6 159,0 Huánuco 2 480,0 0,0 Junin 2 520,0 2 032,4 La Libertad 3 640,0 0,0 Lima 7 1 905,0 3 690,2 Piura 5 754,0 1 927,3 Puno 1 410,0 0,0

TOTAL 59 11 569,0 24 852,4



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2.2.6. IMPACTO AMBIENTAL En el Perú se presentan una serie de problemas ambientales, que afectan tanto la salud de la población como el funcionamiento de los sistemas naturales, que tienen su origen en diversos factores y que se manifiestan a través de diferentes medios. Entre los problemas más frecuentes se encuentran la Contaminación del Aire, el Agua y los Suelos, el deterioro de los Ecosistemas Naturales, los inconvenientes provocados por los Ruidos, y aquellos relacionados con la Disposición Final de Residuos Sólidos, sólo por citar algunos de los más relevantes. En 1998 se aprobó el Reglamento Nacional para la aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles, con la finalidad de establecer las Etapas y los Procedimientos para la aprobación de los Estándares de Calidad Ambiental y de los Límites Máximos Permisibles de las Emisiones Aéreas y de los Efluentes Líquidos. A partir de esta disposición comienzan a encadenarse los esfuerzos de precisar los mencionados Estándares y Límites, a través de disposiciones tales como los Reglamento de Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire, los Límites Máximos Permisibles para Efluentes Líquidos producto de las Actividades de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, y los Límites Máximos Permisibles para Efluentes Líquidos producto de las Actividades de Explotación y Comercialización de Hidrocarburos Líquidos y a sus Productos Derivados, entre otras normas. Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) del sector energía (Oferta + Demanda, sin incluir fugitivas; es decir aquellas emisiones de contaminantes a la atmósfera que no son emitidas a través de ductos o chimeneas.) crecieron de 19 713 Gg en 1990 a 25 508 Gg en 1998. Estas emisiones absolutas totales, aumentaron 7,6% entre 1990 y 1994, mientras que en el período 1994 – 1998 el incremento fue significativamente mayor, del orden del 20,2%. Las actividades de Generación eléctrica de servicio público, Transporte y Minero metalúrgico explican casi en su totalidad el importante incremento de las emisiones registradas en este último período. La Generación eléctrica de servicio público ha incrementado sustancialmente su participación en el total de las emisiones, representando en 1998 el 51,7% de las emisiones provenientes de la Oferta de energía. Esto como consecuencia del importante crecimiento registrado en el consumo de petróleo industrial debido a la generación termoeléctrica. En cuanto a Demanda, en 1998, el sector Transporte es responsable de aproximadamente el 49% de las emisiones de CO2 (dióxido de carbono) (9 986 Gg), seguido por el sector Industrial (3 746 Gg), el Residencial y Comercial (2 799 Gg), , Minero Metalúrgico (2 042 Gg), Sector Público (897 Gg), Sector Pesquero (875 Gg) y el sector Agropecuario/ Agroindustrial (205 Gg). Las emisiones por habitante han aumentado un 13,7% entre 1990 y 1998, llegando a ubicarse en 0,829 ton CO2/hab. al año, producto del proceso de sustituciones que se está produciendo en Perú, principalmente en el sector Residencial. Sin embargo, si bien este indicador ha aumentado en dicho período, se encuentra aún muy por debajo de las 2,32 ton CO2/hab. de Argentina, 5,26 ton CO2/hab. de la Unión Europea y 8,89 ton CO2/hab. del NAFTA registrados en 1997. Contrariamente a lo observado en el caso del CO2 (dióxido de carbono), se aprecia que las emisiones de gases como el CH4 (metano), NO2 (dióxido de nitrógeno), NOx (óxidos de nitrógeno), CO (monóxido de carbono) y COVDM (compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano), provenientes de la Oferta + Demanda, han disminuido a lo largo del período. Nótese que las principales reducciones en las emisiones de estos gases son debido a la Demanda, en gran medida como consecuencia de una progresiva disminución del consumo de leña, principalmente en el sector Residencial. En 1998 las emisiones totales de CH4 (metano) ascendieron a 28,93 Gg, las de NO2 (dióxido de nitrógeno), a 0,61 Gg, las de NOx (óxidos de nitrógeno) a 136,3 Gg, las de CO (monóxido de carbono ) a 897,5 y las de COVDM (compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano) a 136,6 Gg. Con el fin de agrupar las emisiones según los diversos sectores bajo un denominador común, se utilizan los potenciales de calentamiento global que corresponden a cada uno de los GEI, para llevar todas las emisiones a Toneladas de CO2 equivalente y así poder agregarlas.



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En términos de CO2 equivalente (dióxido de carbono equivalente) las emisiones entre 1990 y 1998 se incrementaron en un 27,6%. Así mismo el sector Energía sigue ocupando un lugar importante comparado con otros sectores; pero su importancia relativa disminuye al 24,1%, con emisiones de 22 344 Gg de CO2 equivalente. Las emisiones de CO2, como resultado de la quema de biomasa, ascendieron a 17 971 Gg. Se observa entonces que las emisiones de CO2 biogénico son muy importantes, ya que superan en valor absoluto las emisiones provenientes del sector Transporte (cabe recordar que este sector emitió 9 986 Gg de CO2 (dióxido de carbono) y es el segundo en importancia a nivel nacional, después del sector conversión de bosques y pastizales). Considerando sólo las emisiones de CO2 distintas a las que provienen del cambio de uso de suelos y silvicultura (bosques manejados, cultivos perennes, forestación, bosques secundarios, conversión de bosques en tierra agrícola), se aprecia que la Quema de combustibles fósiles dentro del sector Energía es la principal fuente de emisión de CO2 con el 65,1%. Ver Gráfico N° 18.

GRÁFICO N° 18 EMISIONES DE CO2 - SECTOR ENERGÍA

(Gg)

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

Gg.

1990 1994 1998

Oferta Energética Demanda Energética Total (Oferta + Demanda)



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3. PROYECCIONES Se considera como año base de la proyección el año 1998, dado que para ese año se cuenta con información a detalle del consumo de energía en el Balance Nacional de Energía Útil elaborado por la Oficina Técnica de Energía. Se plantea dos escenarios socioeconómicos y dos escenarios energéticos, los cuales tratan el futuro con diferentes grados de satisfacción de metas de crecimiento global, de diversificación productiva, de descentralización territorial, de equidad distributiva y de satisfacción de necesidades energéticas, como así también de diversificación de fuentes de abastecimiento y grados de autoabastecimiento. En el Escenario I se supone una tasa de crecimiento global de la economía de 3,6% a.a. mientras que en el Escenario II la tasa es de 5,0% a.a. lo que conlleva a un crecimiento del PBI por habitante de 2,1% a.a. y 3,5% a.a. respectivamente. Por otra parte mientras que las proyecciones del Escenario I suponen una tendencia de relativa continuidad respecto a la distribución espacial del Producto Bruto Interno; el Escenario II plantea un mayor crecimiento relativo en las Macro-regiones Norte y Sur, una estabilización de la participación de la Macro-región Oriente y una pérdida relativa de la participación de la Macro-región Central, lo que permitirá reorientar los procesos migratorios internos y evitar el crecimiento del centralismo. Desde el punto de vista energético; en el Escenario I se plantea la hipótesis de menores precios internacionales del crudo y los derivados del petróleo que en el Escenario II, y una mayor penetración del gas natural distribuido en el Escenario II para todos los sectores de consumo. Las proyecciones de los requerimientos de energía por fuente, sector y regiones se realizó en base a los lineamientos socio – económicos y energéticos señalados en los escenarios I y II. Se utilizó como herramienta el modelo LEAP –2000 (Long – Range Energy Alternative Planning System) configurado por módulos homogéneos y por usos y fuentes de acuerdo a la información del Balance Nacional de Energía Útil 1998, y el modelo de sustituciones desarrollado por el IDEE/FB para determinar la penetración y participación de cada fuente en el consumo energético total del módulo homogéneo. A partir de las proyecciones de los requerimientos de energía y considerando demandas adicionales que pudieran surgir en cuanto a exportación de energéticos el modelo LEAP 2000 opera los diferentes módulos de abastecimiento y determina de acuerdo a la estructura de los centros de transformación existentes y previstos, los posibles déficit (importaciones) o superávit (exportaciones). Finalmente el modelo calcula la producción de fuentes primarias, tanto de recursos no renovables como de renovables y las compara con las reservas y potenciales existentes en el país. Adicionalmente para el caso del Sistemas Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se utilizó el modelo WASP para obtener el programa de expansión óptimo. Asimismo, para el análisis del abastecimiento de derivados de petróleo se utilizó el modelo de simulación de refinería (IDEE-MR) desarrollado por el Instituto de Economía Energética. 3.1. DEMANDA 3.1.1. CONSUMO FINAL DE ENERGÍA Sobre la base de supuestos de evolución futura de las variables socioeconómicas y energéticas se prevé que el consumo final de energía neta en el año 2015 oscilará entre 15 986,2 a 18 496,5 miles de toneladas equivales de petróleo (TEP) creciendo a una tasa promedio anual de 2,7% y 3,6% en el Escenario I y II, respectivamente. Ver Gráfico N° 19.



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GRÁFICO N° 19 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA

103 TEP

Relacionando el consumo de energía con el crecimiento de la población se observa que el consumo de energía neta por habitante crecería a una tasa promedio anual de 1,23% a 2,10% en el Escenario I y II, respectivamente con lo cual se revertiría la tendencia histórica declinante de este valor. Así mismo, comparando el crecimiento del consumo de energía con la evolución prevista del Producto Bruto Interno las elasticidades serán 0,70 y 0,63 respectivamente las cuales superan los valores históricos y mantienen la relación declinante que normalmente se observa en los países en desarrollo a medida que se incrementa el ritmo de crecimiento de la actividad económica. Con el objeto de representar la evolución de las variables socioeconómicas con el consumo energético proyectado, se presentan los dos siguientes gráficos que muestran de un modo comparativo la evolución del sendero energético en el pasado reciente y tal como resultaría de cumplirse las proyecciones hacia el año 2015. Como se puede apreciar el Perú sufrió una caída en su nivel de consumo energético que si bien refleja el fuerte proceso de sustituciones de los recursos de la biomasa por fuentes comerciales de mayor rendimiento, estuvo básicamente asociada, al estancamiento económico ocurrido durante casi dos décadas. En efecto, como se puede observar en los Gráficos N° 20 y N° 21 el desplazamiento del indicador hacia abajo y hacia la izquierda estaría indicando que los retrocesos en el consumo neto por habitante han sido paralelos al retroceso en los niveles del PBI por persona. Nótese en cambio que en los dos escenarios a futuro se supone una superación del pasado, pero obviamente mucho más en el Escenario II que el Escenario I dado que se estaría alcanzando en él, la imagen típica de un proceso de genuino desarrollo debido a que el uso de menores cantidades de energía para una mayor satisfacción de necesidades energéticas irá acompañado de un creciente nivel de ingresos de la población, ello se nota al observar que el consumo de energía por habitante en el año 2015, aún en el Escenario II, será inferior al registrado en 1970, pero para un PBI por habitante superior en un 82%.

7 000

9 000

11 000

13 000

15 000

17 000

19 000

21 000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

103 T

EP

ESCENARIO I ESCENARIO II



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GRÁFICO N° 20

SENDERO ENERGÉTICO ESCENARIO I

GRÁFICO N° 21 SENDERO ENERGÉTICO

ESCENARIO II

En cuanto a la estructura del consumo final por tipo de fuentes de energía en ambos escenarios de proyección los combustibles líquidos continúan ocupando el primer lugar pero reduciendo su participación lo largo del período de proyección debido a una reducción en el consumo del Diesel, GLP, Kerosene y Petróleo industrial. Ver Cuadro N° 8. Caso contrario ocurre con la Electricidad que pasa a ocupar el segundo puesto e incrementa su participación debido al fuerte crecimiento de los usos eléctricos específicos, los que se producen tanto en el sector residencial, de servicios y comercio, como en los productivos ligados a todas las industrias.

1970

1974

1977

19801979

19841987

1988

19921994

19891998

2005

2010

2015

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

PBI US$ 1990/habitante

TE

P/h

abit

ante

2015

2010

2005

19981989

19941992

1988

19871984

19791980

1977

1974

1970

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

PBI US$ 1990/ habitante

TE

P/h

abit

ante



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La Biomasa y la Dendroenergía pasan a ocupar el tercer lugar y bajan su participación debido a que continúa decreciendo lentamente a medida que es reemplazada por otras fuentes de mayor calidad. Los mas destacable en ambos escenarios es la incorporación entre las fuentes más importantes el Gas Distribuido con un 5,9% y 10.14% del mercado total respectivamente en cada escenario debido al fuerte ritmo de expansión resultante para el período 2005-2015 con el desarrollo del yacimiento de Camisea. Ver Gráfico N° 22.

CUADRO N° 8

CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR FUENTES

GRÁFICO N° 22 ESTRUCTURA DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA

A nivel de sectores, en los dos escenarios el sector transporte ocupa el primer lugar, seguido del sector residencial, ambos sectores disminuyen su participación a lo largo del período de proyección debido al uso de fuentes de energía más eficientes. Los sectores industrial y minero metalúrgico en cambio continúan ocupando el tercer y cuarto lugar respectivamente con un incremento paulatino a través de los años de su participación en el consumo total producto de un mayor desarrollo de estas actividades. Ver Cuadro N° 9 y Gráfico N° 23.


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Biomasa y Dendroenergía Carbon Mineral y derivados

Electricidad Hidrocarburo Gaseoso

Hidrocarburo Líquido Solar

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Biomasa y Dendroenergía Carbon Mineral y derivados

Electricidad Hidrocarburo Gaseoso

Hidrocarburo Líquido Solar

1998 2005 2010 2015

ESCENARIO IBiomasa y Dendroenergía 2 116 2 307 2 406 2 541 Carbon Mineral y derivados 357 353 425 448 Electricidad 1 368 1 829 2 248 2 712 Hidrocarburo Gaseoso 4 165 573 947 Hidrocarburo Líquido 6 243 7 518 8 229 9 250 Solar 51 63 73 87 TOTAL 10 139 12 234 13 955 15 986 ESCENARIO IIBiomasa y Dendroenergía 2 116 2 428 2 577 2 793 Carbon Mineral y derivados 357 441 466 512 Electricidad 1 368 2 017 2 646 3 391 Hidrocarburo Gaseoso 4 326 1 043 1 871 Hidrocarburo Líquido 6 243 7 854 8 701 9 822 Solar 51 68 88 108 TOTAL 10 139 13 134 15 520 18 496



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CUADRO N° 9

CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR SECTORES

GRÁFICO N° 23 ESTRUCRUTA DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA

POR SECTORES

En el Cuadro N° 10 se muestra el consumo final de energía neta por Macro-Regiones.

CUADRO N° 10 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA POR MACRO-REGIONES

103 TEP

*No incluye Sector Transporte


2,2% 3,1%2,9%2,6%3,4%3,1% 3,4%3,3%

5,6%5,2%4,9%5,1%

12,3%12,2%11,3%9,4%

15,9%14,9%14,2%14,9%

27,3%28,9%30,7%32,8%

32,3%32,5%33,0%32,5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Agropecuario y Agroindustrial PesqueriaComercial, Servicios y Publico Minero MetalurgicoIndustrial ResidencialTransporte

2,5% 3,0% 3,4%2,2%3,4% 3,5%3,1% 3,8%

5,1% 4,9% 5,3% 5,6%9,4% 11,6% 13,0% 13,0%

14,9%14,8%

15,6% 16,5%

32,8% 30,1% 27,7% 25,8%

32,5% 32,7% 32,0% 31,8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Agropecuario y Agroindustrial PesqueriaComercial, Servicios y Publico Minero MetalurgicoIndustrial ResidencialTransporte

1998 2005 2010 2015

ESCENARIO I

Residencial 3 326 3 754 4 027 4 370 Comercial, Servicios y Publico 513 602 731 893 Transporte 3 300 4 038 4 537 5 171 Agropecuario y Agroindustrial 224 317 403 500 Pesqueria 310 409 471 547 Minero Metalurgico 951 1 381 1 709 1 960 Industrial 1 515 1 734 2 077 2 545

TOTAL 10 139 12 234 13 955 15 986

ESCENARIO II

Residencial 3 326 3 953 4 298 4 768 Comercial Servicios y Publico 513 639 822 1 043 Transporte 3 300 4 298 4 959 5 886 Agropecuario y Agroindustrial 224 329 469 624 Pesqueria 310 448 539 707 Minero Metalurgico 951 1 521 2 014 2 409 Industrial 1 515 1 945 2 419 3 060

TOTAL 10 139 13 134 15 520 18 496

TASA (%) TASA (%)1998 2005 2010 2015 1998-2015 2005 2010 2015 1998-2015

NORTE 1 833 2 333 2 722 3 086 3,1 2 516 3 120 3 708 4,2 CENTRO 3 161 3 702 4 274 5 034 2,8 3 865 4 617 5 551 3,4 SUR 1 539 1 805 2 001 2 211 2,2 2 074 2 408 2 858 3,7 ORIENTE 306 355 421 483 2,7 381 416 493 2,8

TOTAL 6 839 8 196 9 418 10 815 2,7 8 836 10 561 12 610 3,7

MACRO-REGIÓNESCENARIO I ESCENARIO II



Página 34

3.1.2. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR RESIDENCIAL El consumo energético neto en el sector Residencial muestra un crecimiento anual promedio en todo el período de 1,62 % y 2,14% anual en el Escenario I y II respectivamente. En el Cuadro N° 11 se incluye la evolución futura de la demanda de energía neta por fuentes para ambos escenarios.

CUADRO N° 11 DEMANDA DE ENERGÍA NETA POR FUENTES

SECTOR RESIDENCIAL 103 TEP

Con respecto a la demanda de energía neta total por regiones geográficas, se muestra que en el escenario I las macro regiones norte y sur crecen más rápidamente que la central, muy similar al promedio del país, con lo cual su participación varia ligeramente. En el Escenario II se mantienen e intensifican las diferencias en el crecimiento de la demanda de las macro regiones Norte y Sur, en especial en esta última, en relación con la macro región Central, esto se debe al proceso de descentralización de la población. En la macro región Oriental sigue siendo la de mayor crecimiento pero con diferencias menores que en el Escenario I. En todos los casos, tanto en el Escenario I como en el Escenario II, el consumo de energía neta total de las áreas rurales crece más lentamente que en las áreas urbanas, lo cual implica que la participación del área rural en el total disminuye en todos los casos.

En el año base, prácticamente la totalidad de los usuarios del área rural, se concentra en el nivel mínimo de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI), solo un 0,8% del consumo corresponde al nivel medio y no existe el nivel alto, esta situación mejora tanto en el escenario I como en el escenario II, lo cual muestra el fuerte desafío que implica mejorar el abastecimiento energético y la satisfacción de las necesidades energéticas básicas en dicha área. En el área urbana mejora la participación de los sectores medios y altos mientras que la de los sectores bajos se reduce del 64,7% en el año base a 55,2% en el 2015 del Escenario I y 51% en el escenario II. Este proceso de mejora en la distribución del Consumo de Energía Neta entre niveles de NBI y entre áreas urbanas y rurales se produce tanto por el incremento en los consumos específicos por hogar, como por los procesos de redistribución de la población por regiones y por nivel de NBI. La cocción es el uso más importante en este sector, en el año base representaba el 67% del total, siendo esta participación mayor en las áreas rurales que en las urbanas, en el año 2015 este uso desciende participación a 62,3% en el escenario I y 58,5% en el escenario II, sin embargo continua representando el uso más importante de este sector. Otro uso en importancia, es el calentamiento de agua, la evolución de su participación es ligeramente creciente en el escenario II con un ligero descenso en el escenario I.

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

Biomasa y Dendroenergía 1 980,3 2 126,5 2 184,5 2 263,2 0,8 2 239,9 2 306,1 2 434,4 1,2

Hidrocarburos Líquidos 893,1 1 038,0 1 107,2 1 195,3 1,7 1 062,3 1 083,7 1 132,2 1,4

Hidrocarburos Gaseosos 4,0 9,5 43,4 76,4 18,9 13,7 105,7 180,7 25,1

Solar 45,8 56,2 65,6 78,0 3,2 61,2 79,7 97,1 4,5

Electricidad 403,3 523,9 626,5 757,0 3,8 575,8 722,4 924,1 5,0

TOTAL 3 326,4 3 754,1 4 027,3 4 369,9 1,6 3 952,9 4 297,6 4 768,5 2,1

FUENTES 1998ESCENARIO I ESCENARIO II



Página 35

El uso otros artefactos es uno de los usos que incrementan significativamente su participación en ambos escenarios tanto en el área urbana como rural, al año 2015 alcanza 8,6% y 9,76% para los escenarios I y II respectivamente, este incremento refleja la utilización de más y nuevos equipos electrodomésticos y electrónicos y va a repercutir directamente en un incremento de la demanda de electricidad. Con respecto al uso conservación de alimentos se observa un incremento importante de su participación, en particular en el área rural, este uso se encuentra poco desarrollado en el área rural, se considera prioritario con relación a la mejora de la calidad de vida de la población especialmente en las regiones de clima templado y cálido. El uso iluminación mantiene su participación casi constante en el escenario I, mientras que en el escenario II descienden su participación, en parte por los esfuerzos del uso racional de energía. El uso calefacción tiene un muy bajo nivel de aplicación, la participación se incrementa a 2,3% en el escenario I y 3% en el escenario II. El uso ventilación y refrigeración está orientado a mejorar las condiciones ambientales de la vivienda en regiones de clima cálido o durante la época estival, se encuentran aún mucho menos desarrollado que la calefacción. Finalmente los usos bombeo de agua y fuerza motriz representan una participación marginal, al año 2015 representa 0.1% del total en ambos escenarios.

Las fuentes de mayor crecimiento en el sector Residencial son el gas distribuido y electricidad, presentan 18,9% y 3,8% de crecimiento anual respectivamente en el escenario I y 25,1% y 5% en el escenario II, el gas distribuido esta fuertemente influido por la llegada del gas de Camisea a Lima y otras regiones cercanas al gasoducto, en el caso de la electricidad, se dará al final del periodo un incremento del consumo por habitante del 2,3% anual en el escenario I y 3,5% en el escenario II. La evolución futura de la participación por fuentes es mostrada en el Gráfico N° 24. Es importante destacar el caso de la Energía Solar cuya presencia se manifiesta en el área urbana de las regiones Sur y Centro (Sierra).

GRÁFICO N° 24 ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA

SECTOR RESIDENCIAL

59,5

26,8

0,1

1,412,1

56,6

27,6

0,31,5

14,0

54,2

27,5

1,11,6

15,6

51,8

27,4

1,71,8

17,3

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Biomasa y Dendroenergía Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos GaseososSolar Electricidad

56,7

26,9

0,3

1,514,6

56,7

26,9

0,31,5

14,6

53,7

25,2

2,51,9

16,8

51,1

23,7

3,8

2,019,4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Biomasa y Dendroenergía Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos Gaseosos

Solar Electricidad




Página 36

3.1.3. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR COMERCIAL Y SERVICIOS El consumo energético neto del sector comercial y servicios en 1998 representaba el 1,86% respecto al consumo final de energía neta total y al año 2015 esta participación prácticamente se mantiene en ambos escenarios, llegando a 1,86% en el escenario I y 1,82% en el escenario II. La electricidad continua siendo la principal fuente de este sector, apareciendo el gas distribuido en segundo lugar desplazando al GLP y al kerosene. La mayor penetración se observa en el gas distribuido, en los usos principalmente calóricos, en las actividades relacionadas con la salud humana, restaurantes y hoteles. Los niveles de participación del gas distribuido en el año 2015 son 15,6% en el escenario I, y 20,7% en el escenario II. En el Cuadro N° 12 se incluye la evolución futura de la demanda de energía neta por fuentes para ambos escenarios.


SECTOR COMERCIAL Y SERVICIOS 103 TEP

En cuanto a los usos en energía neta, cocción, calentamiento de agua, iluminación y otros artefactos concentran el 78% del consumo en el escenario I y el 75,6% en el escenario II. En el consumo por macro-regiones se aprecia que en el escenario I se incrementa mayormente la participación en la región centro; mientras que en el Escenario II, en concordancia con los supuestos socioeconómicos de este escenario, ocurre lo contrario ganando participación las macro-regiones norte y sur. En el Gráfico N° 25 se muestra la evolución futura de la estructura de participación por fuentes de la demanda final del sector comercial y servicio en energía neta.

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

Biomasa y Dendroenergía 9,2 2,9 0,7 0,7 -14,2 1,6 0,1 0,1 -25,6

Hidrocarburos Líquidos 75,8 81,4 75,4 74,3 -0,1 82,1 59,9 60,6 -1,3

Hidrocarburos Gaseosos 4,6 27,5 46,3 8,5 48,8 69,7

Solar 5,4 6,2 7,4 8,9 2,9 6,5 8,4 11,0 4,2

Electricidad 98,0 114,3 136,7 167,0 3,2 121,1 154,2 195,6 4,1TOTAL 188,5 209,4 247,7 297,1 2,7 219,8 271,4 336,9 3,5




Página 37

GRÁFICO N° 25

ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA SECTOR COMERCIAL Y SERVICIO

3.1.4. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR PÚBLICO El consumo energético neto del sector público en 1998 representaba el 3,2% respecto al consumo final de energía neta total y al año 2015 esta participación se incrementa en ambos escenarios, llegando a 3,72% en el escenario I y el 3,82% en el escenario II. En el Cuadros N° 13 se incluye la evolución de la participación de las fuentes en el consumo neto de este sector. Los energéticos más empleados son los que accionan medios de transporte y esto se explica por estar incluidas en este sector las fuerzas armadas y de seguridad, lo afirmado se complementa con la importante participación en ambos escenarios del uso fuerza motriz (91%)


SECTOR PUBLICO 103 TEP

En el Gráfico N° 26 se muestra la evolución futura de la estructura de participación por fuentes de la demanda final del sector público en energía neta.

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

2005 2010 2015TASA (%)1998-2015

Hidrocarburos Líquidos 300,8 363,8 446,5 549,9 3,6 388,8 509,3 649,9 4,6

Hidrocarburos Gaseosos 0,1 1,4 3,2 0,1 2,2 5,8

Solar 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Electricidad 23,7 28,5 34,8 42,2 3,5 30,3 39,3 50,1 4,5TOTAL 324,5 392,4 482,8 595,4 3,6 419,2 550,8 705,9 4,7

ESCENARIO I ESCENARIO IIFUENTES 1998

4,9

40,2

2,9

52,0

1,4

38,9

2,2

3,0

54,6

0,330,4

11,1

3,0

55,2

0,225,0

15,6

3,0

56,2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015


Solar Electricidad

4,9

40,2

2,9

52,0

0,7

37,3

3,9

3,0

55,1

0,0422,1

18,0

3,1

56,8

0,0218,0

20,7

3,3

58,1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 998 2005 2010 2015


Solar Electricidad




Página 38

GRÁFICO N° 26

ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA SECTOR PÚBLICO

3.1.5. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIAL Este sector comprende las siguientes actividades CIIU: cultivos en general y cultivo de productos al mercado y horticultura (011), cría de animales (012), cultivo de productos agrícolas en combinación con la cría de animales (013) y la elaboración de azúcar (1542). El sector agropecuario y agroindustrial representaba el 2,2% del consumo final energético del país en 1998, pasando al 3,1% en el escenario I y al 3,4% en el escenario II para el año 2015. De acuerdo a las pautas de los escenarios socioeconómicos, la demanda este sector crecerá en energía neta a un ritmo de 4,8% a.a. y 6,2% a.a. para los escenarios I y II. Ver Cuadro N° 14. Las principal categoría de fuentes de energía utilizadas en este sector son la biomasa y la dendroenergía, constituida esencialmente por el bagazo consumido en los ingenios azucareros; presenta una participación sobre la demanda total que varía entre 1998-2015, para el escenario I de 52,8% a 54,5% y para el escenario II de 52,8% a 56,5%. Ver Gráfico N° 27.


SECTOR AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIAL 103 TEP

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Carbón Mineral y derivados 0,1 0,2 0,2 0,2 5,1 0,2 0,2 0,3 6,4Hidrocarburos Líquidos 66,4 91,7 120,1 143,3 4,6 94,1 129,4 170,3 5,7Hidrocarburos Gaseosos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Electricidad 39,4 55,7 69,4 84,3 4,6 57,0 76,1 101,0 5,7Biomasa & Dendroenergía 118,3 169,0 213,4 272,4 5,0 178,1 263,5 352,2 6,6TOTAL 224,2 316,6 403,1 500,2 4,8 329,3 469,1 623,8 6,2

ESCENARIO I ESCENARIO IIFUENTES

92,7

7,3

92,7

0,027,3

92,5

0,297,2

92,4

0,547,1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos Gaseosos Electricidad

92,7

7,3

92,7

0,027,2

92,5

0,407,1

92,1

0,837,1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 998 2005 2010 2015

Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos Gaseosos Electricidad




Página 39

GRÁFICO N° 27

ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA SECTOR AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIAL


La estructura de participación de la demanda de energía por regiones entre 1998-2015 y en el escenario I, varían para el centro de 21,2% a 20,8%, el norte de 69,6% a 71,1%, el oriente de 0,8% a 0,6% y el sur de 8,3% a 7,5%. Mientras que en el escenario II esta participación cambia para el centro de 21,2% a 18,5%, el norte de 69,6% a 73,3%, el sur de 8,3% a 7,4% y el oriente que mantiene su misma participación. La concentración de los consumos en la macro-región Norte se explica por la ubicación en ella del principales ingenios azucareros del país. El mayor crecimiento por macro-región entre 1998-2015, lo obtiene la macro-región norte con tasas de crecimiento anual promedio de 5,0% y 6,5% para los escenarios I y II respectivamente. 3.1.6. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR PESQUERÍA El sector pesquería incluye dos ramas CIIU, la primera relacionada con actividades extractivas, pesca, explotación de criaderos de peces y granjas piscícolas (050); y la segunda vinculada a procesos de transformación, elaboración y conservación de pescado y productos de pescado” (1512). En conjunto ambos subsectores representaban el 3,1% en 1998 y el 3,4% y 3,8% en el año 2015 para los escenarios I y II, respectivamente, con relación al total del País. Ver Cuadro N° 15.

Según los escenarios I y II, para el periodo 1998-2015, la demanda de este sector en energía neta, mostrará un crecimiento de a tasas de 3,3% a.a. y 5,0% a.a. respectivamente. Las principal categoría de fuentes de energía empleada en este sector son los hidrocarburos líquidos, constituida esencialmente por diesel y gasolina para las embarcaciones pesqueras y petróleos industriales en la industria de transformación del pescado. La participación de esta categoría de fuentes sobre la demanda total para el escenario I cambia de 87,6% a 79,3% y para el escenario II de 87,6% a 75,2% entre 1998-2015. Ver Gráfico N° 28.

29,6

17,6

52,8

29,0

17,6

53,4

29,8

17,2

52,9

28,6

16,8

54,5

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Electricidad Biomasa & Dendroenergía

29,6

17,6

52,8

28,6

17,3

54,1

27,6

16,2

56,2

27,3

16,2

56,5

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Electricidad Biomasa & Dendroenergía



Página 40

CUADRO N° 15

DEMANDA DE ENERGÍA NETA POR FUENTES SECTOR PESQUERÍA

103 TEP


SECTOR PESQUERÍA


La estructura de participación de la demanda de energía por regiones entre 1998-2015 y en el escenario I, varían para el centro de 21,9% a 20,6%, el norte de 47,9% a 50,4% y el sur de 30,2% a 29,0%. Mientras que en el escenario II esta participación varía para el centro de 21,9% a 17,2%, el norte de 47,9% a 55,5% y el sur de 30,2% a 27,2%. El análisis por macro regiones revela la incidencia de la actividad Industrial, que prima sobre la Extractiva y lleva al Norte a incrementar su peso relativo respecto de las otras tres macro regiones en ambos escenarios. Además obtiene el mayor crecimiento durante el periodo en estudio a una tasa promedio anual de 3,7% y 5,9% para los escenarios I y II respectivamente. 3.1.7. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR CONSTRUCCIÓN Este sector comprende la actividad incluida en la rama CIIU 452, referida a construcción de edificios completos, partes de edificios y obras de ingeniería civil.

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Carbón Mineral y derivados 2,9 3,5 4,1 4,9 3,1 4,0 5,0 6,2 4,5


Hidrocarburos Gaseosos 0,0 6,4 27,8 42,4 65,6 7,9 37,0 84,9 72,5

Electricidad 35,6 45,1 54,5 64,9 3,6 50,6 64,1 84,4 5,2

TOTAL 310,2 408,0 468,6 543,0 3,3 448,4 539,4 706,5 5,0


0,9

87,6

0,011,5

0,8

86,5

1,611,1

0,9

81,6

5,9

11,6

0,9

79,3

7,8

12,0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos Gaseosos Electricidad

0,9

87,6

0,011,5

0,9

86,0

1,8

11,3

0,9

80,3

6,9

11,9

0,9

75,2

12,0

11,9

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015




Página 41

El sector construcción tiene una participación muy reducida en el consumo final neto total del Perú,. Así en el año 1998 el consumo neto del sector representaba el 0,61% del total del país y en los escenarios I y II pasa a al 0,67% y 0.71% en el 2015, respectivamente. Las tasas de crecimiento de los consumos del sector entre 1998 y el 2015 son del 3,4% acumulado anual para el escenario I y de 4,6% acumulado anual para el escenario II. Estos valores resultan ligeramente superiores a las del consumo final energético neto total del país: 2,7% acumulado anual para el escenario I y 3,6% acumulado anual para el escenario II. Ver Cuadro N° 16. Los valores resultantes de las elasticidades del consumo neto respecto a los m2 de superficie cubierta construidos para el período 1998-2015 son los siguientes, escenario I: 1,024 y escenario II: 1,012. Respecto a la estructura de los consumos de energía neta por categoría de fuentes, se aprecia el predominio de los hidrocarburos líquidos donde el diesel oil empleado para fuerza motriz representa el 70,5% del total. En ambos escenarios I y II, se observa casi constante en 85,3% la participación de los hidrocarburos líquidos sobre los demás energéticos a lo largo de todo el periodo. Ver Gráfico N° 29.


SECTOR CONSTRUCCIÓN 103 TEP


SECTOR CONSTRUCCIÓN


1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015


Electricidad 9,0 9,0 11,7 15,8 3,4 9,5 14,9 19,2 4,6

Biomasa & Dendroenergía 0,0 0,0 0,0 0,1 3,3 0,0 0,1 0,1 4,5

TOTAL 61,4 61,2 79,8 107,5 3,4 64,9 101,5 131,1 4,6


85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Hidrocarburos Líquidos Biomasa & Dendroenergía Electricidad

85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

85,3

0,114,6

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Hidrocarburos Líquidos Biomasa & Dendroenergía Electricidad



Página 42

La participación de la demanda de energía por regiones entre 1998-2015 y en el escenario I, se concentra y se mantiene casi constante en 99,4% para la macro región centro; mientras que en el escenario II esta participación experimenta un leve descenso de 99,4% a 99,2% sobre la demanda total. Evidentemente la concentración de la población y los escasos niveles de avances de las viviendas existentes en el departamento de Lima mantendrá el predominio en la ejecución de las obras de construcción a nivel nacional, los cuales son reflejados en la macro región centro. 3.1.8. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR INDUSTRIA CEMENTERA Por la importancia que alcanza la industria cementera dentro de los consumos de energía del sector industrial, fue desagregada como un sector aparte correspondiente a la actividad CIIU 2694. El Sector industria cementera obtuvo en 1998 una participación del 4,8% del Consumo Final de energía neta total del Perú. Así para el año 2015, se espera según los escenarios I y II pase a 4,3% y 4,5% respectivamente. Las tasas de crecimiento promedio anual de los consumos de energía de este sector entre 1998-2015 son del 2,0% para el escenario I y de 3,2% para el escenario II, respectivamente. Ver Cuadro N° 17. En referencia a las fuentes de energía se observa un marcado desplazamiento de carbón mineral e hidrocarburos líquidos (esencialmente petróleo industrial) por gas natural en ambos escenarios. Así, la participación del carbón mineral baja de 54,2% en 1998 a 26,9% en el escenario I y 18,6% en el escenario II para el año 2015 y los hidrocarburos líquidos descienden de 33,0% a 9,2% y 6,4% para los mismos escenarios respectivamente. Contrario a esto el gas natural incrementa su participación de 0,0% en 1998 a 45,7% en el escenario I y 53,7% en el escenario II. Ver Gráfico N° 30.


SECTOR INDUSTRIA CEMENTERA 103 TEP

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Carbón Mineral y derivados 263,0 208,1 229,2 183,2 -2,1 280,0 221,6 154,7 -3,1

Hidrocarburos Líquidos 160,5 126,1 110,6 62,6 -5,4 108,5 64,7 53,3 -6,3

Hidrocarburos Gaseosos 0,0 50,4 125,0 311,0 119,1 280,7 447,2

Electricidad 62,2 66,5 90,8 124,2 4,2 94,8 128,7 178,0 6,4

TOTAL 485,6 451,0 555,6 681,0 2,0 602,5 695,7 833,1 3,2




Página 43

GRÁFICO N° 30

ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA INDUSTRIA CEMENTERA


En la región Norte, en el escenario I, se hizo la hipótesis de que el Gas Distribuido no llega hasta el lugar de las plantas de Cemento, en el escenario II se hizo la hipótesis de que va a estar disponible antes del 2010. En la región Centro, en el escenario I, se hizo la hipótesis de que en el año 2005 comienza un proceso de sustitución progresivo de petróleo industrial y carbón mineral por gas natural hasta el 2015. En la región Sur se considera que el Gas Distribuido no va a llegar a los lugares de localización de las plantas (Arequipa y Puno) antes del 2015. La estructura de participación de la demanda de energía por regiones entre 1998-2015 y en el escenario I, varían para el centro de 56,6% a 57,1%, el norte de 16,0% a 17,4% y el sur de 27,3% a 25,5%; mientras que en el escenario II esta participación varía para el centro de 56,6% a 50,3%, el norte de 16,0% a 18,8% y el sur de 27,3% a 30,8%. 3.1.9. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR INDUSTRIAL Este sector comprende las actividades de la industria manufacturera de alimentos (excepto aquellas relacionadas con elaboración de productos de pescado y fabricación de azúcar), bebidas, tabaco, productos textiles, prendas de vestir, tratamiento y teñido de pieles y cuero, productos de cuero, fabricación y productos de papel, actividades de edición, impresión y reproducción de grabaciones, productos químicos, caucho, plásticos, industrias básicas del hierro y el acero, fabricación de maquinarias, equipos, artefactos electrónicos e instrumentos en general, vehículos y equipos de transporte, fabricación de muebles, otras industrias manufactureras y reciclamiento. El consumo industrial total proyectado en energía neta crece a una tasa promedio anual de 3,6% entre 1998 y 2015 en el escenario I y al 4,7% en el escenario II. Ver Cuadro N° 18. Con relación a las fuentes de energía se observa un moderado desplazamiento de hidrocarburos líquidos (esencialmente diesel y petróleo industrial) por gas natural en ambos escenarios. Así, la participación de los hidrocarburos líquidos baja de 59,2% en 1998 a 33,0% en el escenario I y 20,5% en el escenario II para el año 2015; Contrario a esto el gas natural incrementa su participación de 0,0% en 1998 a 21,6% en el escenario I y 31,8% en el escenario II. Ver Gráfico N° 31.

54,2

33,0

0,012,8

46,1

28,0

11,2

14,7

41,2

19,9

22,5

16,3

26,9

9,2

45,7

18,2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015


54,2

33,0

0,012,8

46,5

18,0

19,8

15,7

31,9

9,3

40,3

18,5

18,6

6,4

53,7

21,4

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015




Página 44

CUADRO N° 18

DEMANDA DE ENERGÍA NETA POR FUENTES SECTOR INDUSTRIAL

103 TEP


SECTOR INDUSTRIAL


Respecto a cada una de las ramas industriales en el periodo 1998-2015 en los escenarios I y II, se observa que la siderurgia pasa de 3,9% a 4,4% y 4,7% de la demanda total del sector industrial y crece a tasa medias anuales de 4,3% y 5,7% respectivamente; en la industria de alimentos y bebidas la participación pasa de 28,0% a 29,5% y 32,4% con tasas de crecimiento del 3,9% y 5,5%; en la industria textil la participación desciende levemente de 32,4% a 31,3% y 29,1% con tasas de crecimiento del 3,4% y 4,0%; finalmente el resto de industrias pasa de una participación de 35,7% a 34,8% y 33,9% con tasas de crecimiento de 3,4% y 3,0%. La estructura de participación de la demanda de energía por regiones del sector industrial entre 1998-2015 y en el escenario I, varían para el centro de 76,0% a 13,4%, el norte de 11,4% a 73,2%, el oriente de 11,0% a 11,8%, el sur de 1,6% a 1,7%. Mientras que en el escenario II esta participación varía para el centro de 76,0% a 14,4%, el norte de 11,4% a 67,6%, el oriente de 11,0% 16,7% y el sur de 1,6% a 1,3%.

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Carbón Mineral y derivados 20,9 27,5 33,3 40,6 4,0 29,6 42,6 50,7 5,3

Hidrocarburos Líquidos 572,3 610,1 485,1 580,2 0,1 561,1 419,2 429,2 -1,7

Hidrocarburos Gaseosos 0,0 89,6 313,3 379,4 152,6 445,7 667,0

Electricidad 366,1 486,2 602,8 750,8 4,3 525,9 706,4 942,3 5,7

Biomasa & Dendroenergía 8,2 8,1 6,9 5,0 -2,8 8,8 7,7 6,3 -1,5

TOTAL 967,5 1221,6 1441,4 1756,1 3,6 1278,1 1621,5 2095,5 4,7


2,2

59,2

0,0

0,8

37,8

2,3

43,9

11,9

0,7

41,1

2,6

25,9

27,5

0,5

43,6

2,420,5

31,8

0,3

45,0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos GaseososBiomasa & Dendroenergía Electricidad

2,2

59,2

0,0

0,8

37,8

2,2

49,9

7,3

0,7

39,8

2,3

33,7

21,7

0,5

41,8

2,3

33,0

21,6

0,3

42,8

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Hidrocarburos GaseososBiomasa & Dendroenergía Electricidad



Página 45

3.1.10. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR MINERO METALÚRGICO En el Escenario I, el consumo de energía neta tiene una tasa de crecimiento promedio anual de 4,4%; mientras que en el Escenario II, la tasa es 5,6%; En ambos Escenarios, el mayor crecimiento se da en la actividad extractiva. La tasa de crecimiento promedio del Gas Natural en el periodo 2005 – 2015 es mayor que todas las fuentes. Ver en el Cuadro N° 19.


SECTOR MINERO METALÚRGICO 103 TEP

(*): Tasa de crecimiento promedio anual 2005 – 2015. En el Escenario I, hay poca penetración del gas natural. En el Escenario II, la participación del gas natural crece en mayor proporción. La sustitución se realiza en el uso calor, sustituyéndose diesel oil, el petróleo industrial y GLP. En 1998 no había consumo de gas natural en el Sector Minero Metalúrgico, en el Escenario I la participación de gas natural para el año 2015 se prevé que llegue hasta 1.1%, mientras que en el Escenario II, llegaría hasta 12,7%. La participación de los hidrocarburos líquidos disminuye en el período 1998 – 2015, desde 57,8% en 1998 hasta 52,2% en el Escenario I y hasta 36,1% en el Escenario II. Ver Gráfico N° 32.


SECTOR MINERO METALÚRGICO


En el Escenario I, en 1998, el mayor consumo se dio en la Macro-Región Centro (54%), seguido por la Macro-Región Norte (32%) y Sur (14%); en el año 2015 el consumo de la Macro-Región Centro disminuirá hasta 49%, el consumo de la Macro-Región Norte crecerá hasta 38% y la Macro-Región Sur disminuirá a 13%. En el Escenario II en el año 2015 el consumo de la Macro-Región Centro disminuirá hasta 48%, el consumo de la Macro-Región Norte crecerá hasta 38% y la Macro-Región Sur aumentará a 15%.

Tasa (%) Tasa (%)1998 2005 2010 2015 1998-2015 2005 2010 2015 1998-2015

Carbon Mineral y Derivados 70,1 113,6 158,5 219,3 6,9 127,2 196,2 299,9 8,9 Hidrocarburos Líquidos 549,9 771,4 935,8 1 024,1 3,7 831,3 1 018,2 917,6 3,1 Electricidad 330,6 495,2 611,8 695,8 4,5 547,8 730,5 886,2 6,0 Hidrocarburo Gaseoso (*) 0,4 2,7 21,3 49,2 14,7 69,1 305,0 35,4

TOTAL 950,5 1 380,5 1 708,8 1 960,4 4,4 1 520,9 2 014,0 2 408,6 5,6

ESCENARIO I ESCENARIO IIFUENTE

7,4%

57,8%

34,8%

8,2%

55,9%

35,9%

9,3%

54,8%

35,8%

0,2%

11,2%

52,2%

35,5%

1,1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Electricidad Hidrocarburo Gaseoso

7,4%

57,8%

34,8%

8,4%

54,7%

36,0%

1,0%

9,7%

50,6%

36,3%

3,4%

12,5%

38,1%

36,8%

12,7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Carbón Mineral y derivados Hidrocarburos Líquidos Electricidad Hidrocarburo Gaseoso



Página 46

3.1.11. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR TRANSPORTE El sector Transporte ha sido desagregado en las siguientes categorías: Lima-Callao, Resto del País y Otros Medios Total País, donde se agrupan Ferrocarril, Acuático, Aéreo y Ductos; siguiendo de este modo la apertura sectorial del BNEU 1998. Ver Cuadro N° 20. En base a los resultados obtenidos para el sector transporte, se aprecia un crecimiento del consumo en energía neta de 2,68% en el Escenario I y de 3,46% en el Escenario II, donde las fuentes que más crecen son el Gas Natural Comprimido (GNC) y la Electricidad, sin embargo sus respectivas participaciones sobre el total de energía del sector son relativamente bajas (Escenario I año 2015 participación GNC 1,3%, Electricidad 0,2%; Escenario II año 2015 participación GNC 1,9%, Electricidad 0,17%).


SECTOR TRANSPORTE 103 TEP

La penetración observada del GNC, es moderada. Esto se debe, principalmente a los precios planteados. El incremento del diferencial de precios entre ambos escenarios, sería la principal explicación del logro de una mayor penetración del GNC en el Escenario II con respecto al I. Considerando estas tasas de penetración, se observa que el consumo de GNC en el año 2015 para el Escenario I sería de 67,4 x 103 TEP, mientras que en el Escenario II sería de 110,8 x 103 TEP, representando el parque automotor a GNC en dicho año el 1,6% en el Escenario I y el 2,2% en el Escenario II. Los principales consumidores de GNC serían los Taxis y las Camionetas, esto se relaciona con los elevados kilometrajes que este tipo de vehículos recorren anualmente, con lo cual se logra un beneficio neto entre el desembolso realizado para la adquisición del equipo de conversión y los ahorros por cambio de combustible. A nivel de las demás fuentes se aprecia que tanto la Gasolina Motor como el Diesel serán las fuentes más dinámicas en ambos escenarios. En el Escenario I el crecimiento de la Gasolina Motor será de un 2,63%, mientras que el Diesel crecerá al 2,48%. Por su parte, en el Escenario II, el crecimiento de la Gasolina Motor será relativamente mayor al esperado para el Diesel (3,66% Gasolina Motor y 2,75% en Diesel). Esto se explica en función de que en el Escenario II se plantea la introducción de un incremento de 0,5 Nuevos Soles/ galón del ISC del Diesel, con lo cual aminora el crecimiento de la demanda de este combustible. Otras medidas que también contribuirán, en ambos escenarios, a disminuir la tendencia de crecimiento sostenido observada en la demanda de diesel, se relacionan con el reordenamiento del transporte público, con el que se propone modernizar las flotas de colectivos y disminuir el número de buses, microbuses y combis, así como la implementación paulatina de una política arancelaria que deje de facilitar la importación de vehículos usados. El consumo de Diesel representó en 1998 el 54,7% del consumo total de energía del sector transporte y en el Escenario I descenderá al 53,0%, mientras que en el Escenario II lo hará al 48,6%.

2005 2010 2015TASA (%)

1998 - 2015 2005 2010 2015TASA (%)

1998 - 2015 Combustible Jet 389,0 474,5 546,9 630,3 2,88 536,9 675,8 850,6 4,71 Diesel 1 804,8 2 175,8 2 415,6 2 738,4 2,48 2 230,3 2 466,4 2 861,4 2,75 Electricidad 0,0 4,4 9,3 9,9 4,5 9,3 9,9 GNC 0,0 3,8 32,3 67,4 8,9 53,6 110,8 Gas Licuado 4,9 4,8 4,3 4,1 -1,02 3,4 5,4 8,7 3,42 Gasolina Motor 1 053,1 1 313,8 1 457,6 1 637,0 2,63 1 447,7 1 665,0 1 939,2 3,66 Petróleo Residual 48,0 60,4 71,2 84,1 3,35 66,4 83,8 105,9 4,77 TOTAL 3 299,8 4 037,5 4 537,1 5 171,1 2,68 4 298,0 4 959,2 5 886,5 3,46




Página 47

Con relación al Gas Licuado de petróleo se puede observar que en el Escenario I la participación de este combustible disminuye, mientras que en el Escenario II aumenta. Sin embargo, su peso sobre el total de energía consumida en el sector se encuentra siempre por debajo de la unidad porcentual. Tanto en el Escenario I como en el II, el ingreso del GNC en el mercado de Lima-Callao desplazará al GLP, por conveniencia en los costos. Por su parte, también en ambos escenarios se produce un proceso de penetración de GLP en el Resto del País. (principalmente en Taxis, donde la conversión es conveniente debido al diferencial de precios entre la gasolina y el GLP). De este modo, el crecimiento del consumo del GLP estará principalmente asociado en ambos escenarios al crecimiento del parque del Resto del País. Por lo tanto, dado que el Escenario II plantea un incremento del parque mayor que el Escenario I (por mejoras relativas en el PBI/ hab.), se presenta entonces una mayor penetración del GLP en el Escenario II. En el Gráficos N° 33, se aprecia la evolución de la demanda de derivados por parte del sector Transporte, en ambos escenarios.

GRAFICO N° 33 ESTRUCTURA DEL CONSUMO DE ENERGÍA

SECTOR TRANSPORTE


3.1.12. CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR ELÉCTRICO Un sector que merece destacar por su importancia en la demanda de energía es el sector eléctrico por lo cual presentamos a continuación la evolución del consumo en la generación eléctrica por fuentes para cada escenario, cabe resaltar al final del periodo, el cambio en la participación del consumo de gas, en 1998 representaba el 8,6% y al año 2015 el 41,4% en el escenario I y 54,2% en el escenario II, así mismo el crecimiento del consumo de gas es 14,7% en el escenario I y 18,6% en el escenario II.

31,9

1,611,8

54,7

0,0

32,5

1,711,8

53,9

0,1

32,1

2,412,1

53,2

0,2

31,7

3,012,2

53,0

0,2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1998 2005 2010 2015

Gasolina Motor Otros Combustible Jet Diesel Electricidad

31,9

1,611,8

54,7

0,0

33,7

1,812,5

51,9

0,1

33,6

2,9

13,6

49,7

0,2

32,9

3,8

14,5

48,6

0,2

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1998 2005 2010 2015

Gasolina Motor Otros Combustible Jet Diesel Electricidad



Página 48

CUADRO N° 20 CONSUMO EN EL SECTOR ELÉCTRICO POR FUENTES

(103 TEP)

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 1998 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Centrales Eléctricas (uso propio)Bagazo 43,3 61,2 76,2 99,3 5,0 43,3 65,0 95,9 127,4 6,6Diesel 261,2 242,1 232,2 247,1 -0,3 261,2 258,2 260,8 334,9 1,5Gas Distribuido 20,2 23,1 59,2 49,2 5,4 20,2 24,8 67,5 67,8 7,4Hidro 48,0 15,4 13,0 13,1 -7,4 48,0 16,5 14,9 18,1 -5,6Petróleo Industrial 83,7 0,0 0,0 0,0 83,7 0,0 0,0 0,0Subtotal 456,4 341,8 380,6 408,7 -0,6 456,4 364,5 439,1 548,2 1,1Centrales Eléctricas (mercado eléctrico)Carbón Mineral 0,0 135,5 319,3 405,7 0,0 139,2 377,4 436,5Diesel 203,8 61,5 56,3 80,9 -5,3 203,8 52,1 61,5 98,5 -4,2Eólica 0,0 0,3 4,2 16,1 0,0 0,3 4,2 16,1Hidro 1436,7 1922,4 2441,2 2482,7 3,3 1436,7 1992,2 2479,3 2489,2 3,3Gas Distribuido 215,4 1065,0 1182,4 2363,9 15,1 215,4 1628,3 2327,0 4195,0 19,1Petróleo Industrial 442,4 71,9 39,5 64,3 -10,7 442,4 67,3 47,5 85,3 -9,2Solar 0,0 2,4 3,2 3,4 0,0 2,4 3,2 3,4Subtotal 2298,3 3258,9 4046,1 5416,9 5,2 2298,3 3881,7 5300,2 7324,0 7,1

TOTAL 2754,7 3600,7 4426,7 5825,6 4,5 2754,7 4246,2 5739,3 7872,2 6,4

FUENTESESCENARIO I ESCENARIO II



Página 49

3.2. ABASTECIMIENTO 3.2.1. ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA A fin de tener una imagen de conjunto de la evolución total del sistema energético durante el horizonte de proyección a continuación analizaremos el comportamiento de la Oferta Interna Bruta (OIB) expresada en miles de toneladas equivalentes de petróleo (103TEP). Ver Gráfico N° 34.

GRÁFICO N° 34 OFERTA INTERNA BRUTA

ESCENARIO I 103 TEP

En el Cuadro N° 21, podemos observar que en el Escenario I las fuentes que crecen más que el promedio y por lo tanto aumentan su participación en el total son: • El Gas Natural/Gas Distribuido crece al 13,1% aa, con lo cual incrementaría su participación del

4,4% al 20,3% del total, pasando a constituirse en la segunda fuente en importancia detrás del Petróleo y sus derivados .

• El Carbón Mineral y Coque, que crece al 5,0% aa y por lo tanto incrementa su participación del 3,6% al 4,8% del total, es motorizado básicamente por el incremento de su uso en Centrales Térmicas y en la Industria Minero Metalúrgica, siendo su origen casi totalmente del exterior.

• Las Fuentes no Convencionales, Solar y Eólica, crecen al 4,4% aa con lo cual incrementan levemente su participación pero con volúmenes que siguen siendo marginales (del 0,5% del total).

Por el contrario crecen menos que el promedio y por ende pierden participación en el total: • La Hidroenergía que crece al 3,1% aa y disminuye su participación de 12,1% al 11,6% después

de haber alcanzado un máxima del 13,6% del total en el año 2010. • El Petróleo y sus Derivados que crecen sólo al 2,1% aa con lo cual disminuyen significativamente

su participación del 60,1% al 48,63%, reflejando los múltiples procesos de sustitución por el GN/GD, la Electricidad y en algunos casos el Carbón Mineral.

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

1998 2005 2010 2015

(103 T

EP

)

Petróleo y Derivados Gas Natural Carbón Mineral y Coque Hidroenergía Biomasa Solar y Eólica



Página 50

• • Finalmente en el caso de las fuentes derivadas de la Biomasa su crecimiento es de solo 1,5% aa,

con lo cual van perdiendo su participación del 19,3% al 14,2%. A partir del año 2010 son superados por el GN/GD. También en este caso la pérdida de participación se debe a los múltiples procesos de sustitución por las fuentes comerciales de energía y por el desplazamiento de la población rural a las áreas urbanas.

CUADRO N° 21 OFERTA INTERNA BRUTA

ESCENARIO I

En el Escenario II se profundizan los procesos indicados en el Escenario I, siendo las fuentes que crecen mas que el promedio, las siguientes: • El Gas Natural/Gas Distribuido, crece al 16,6% aa, con lo cual incrementa su participación en el

total al 28,4%, pasando a ser la segunda fuente en importancia ya que en el año 2005 y reforzando la caída en la participación del Petróleo y sus Derivados.

• El Carbón Mineral y Coque crece al 5,9% aa en el total del período, pero solo alcanza al 4.6% del total en el 2015, luego de haber pasado por un máximo de 4,9% en el 2010. El crecimiento también es impulsado por su consumo en las Centrales Térmicas y la Industria Minero Metalúrgica.

• Las Fuentes No Convencionales de Energía, Solar y Eólica, crecen al 5,5%, pero aun así no logran superar una participación del 0,5% en el año 2015.

Por el contrario crecen menos que el total y por ende pierden participación las siguientes fuentes: • Hidroenergía con un crecimiento del 3,1% aa, similar al del Escenario I, con lo cual su

participación cae mas significativa y sistemáticamente, descendiendo del 12,1% al 9,6% del total y pasando del tercer al cuarto lugar en importancia.

• El Petróleo y sus Derivados que si bien crecen más rápido (2,6% aa) que en el Escenario I, intensifican su caída en la participación sobre el total, pasando del 60,1% en 1998 a solo el 43,5% en el 2015.

• Finalmente en el caso de las fuentes derivadas de la Biomasa su participación continúa disminuyendo para representar solo el 13,5% del total en el año 2015 a pesar de que su ritmo de crecimiento (2,3% aa) es superior al del Escenario I y su volumen absoluto llega a los 3,5 millones de TEP.

Ver Gráfico N° 35 y Cuadro N° 22.

1998 2005 2010 2015Tasa (%)

1998-2015103 TEPPetróleo y Derivados 7 382,0 8 633,6 9 250,5 10 467,7 2,1 Gas Natural 541,0 1 909,0 2 600,6 4 382,4 13,1 Carbón Mineral y Coque 448,1 611,9 890,3 1 028,2 5,0 Hidroenergía 1 484,7 1 937,8 2 454,2 2 495,9 3,1 Biomasa 2 376,1 2 649,4 2 819,2 3 067,5 1,5 Solar y Eólica 51,2 65,2 80,5 106,4 4,4 TOTAL 12 283,1 15 806,9 18 095,3 21 548,1 3,4 Participación (%)

Petróleo y Derivados 60,1 54,6 51,1 48,6 Gas Natural y Derivados 4,4 12,1 14,4 20,3 Carbón Mineral y Coque 3,6 3,9 4,9 4,8 Hidroenergía 12,1 12,3 13,6 11,6 Biomasa 19,3 16,8 15,6 14,2 Solar y Eólica 0,4 0,4 0,4 0,5 TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0



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GRÁFICO N° 35

OFERTA INTERNA BRUTA ESCENARIO II

103 TEP

CUADRO N° 22 OFERTA INTERNA BRUTA

ESCENARIO II

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

1998 2005 2010 2015

(103 T

EP

)

Petróleo y Derivados Gas Natural Carbón Mineral y Coque Hidroenergía Biomasa Solar y Eólica

1998 2005 2010 2015Tasa (%)

1998-2015103 TEPPetróleo y Derivados 7 382,0 9 029,9 9 959,0 11 329,8 2,6 Gas Natural 541,0 2 814,5 4 429,6 7 395,3 16,6 Carbón Mineral y Coque 448,1 721,1 1 027,9 1 193,8 5,9 Hidroenergía 1 484,7 1 963,5 2 449,0 2 507,3 3,1 Biomasa 2 376,1 2 800,9 3 099,4 3 508,7 2,3 Solar y Eólica 51,2 70,4 95,6 127,7 5,5 TOTAL 12 283,1 17 400,3 21 060,5 26 062,6 4,5

Participación (%)

Petróleo y Derivados 60,1 51,9 47,3 43,5

Gas Natural y Derivados 4,4 16,2 21,0 28,4 Carbón Mineral y Coque 3,6 4,1 4,9 4,6

Hidroenergía 12,1 11,3 11,6 9,6

Biomasa 19,3 16,1 14,7 13,5

Solar y Eólica 0,4 0,4 0,5 0,5 TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0



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3.2.2. ABASTECIMIENTO DE ELECTRICIDAD GENERACIÓN SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) La oferta de potencia eléctrica adicional necesaria, para abastecer la demanda proyectada y garantizar la confiabilidad y calidad del servicio eléctrico del SEIN, es de 3 524 MW para el escenario I del cual, 1 948 MW corresponde a generación con gas natural, 150 MW con diesel, 125 MW con carbón y 1 301 MW con generación hidráulica, mientras en el escenario II la oferta adicional es 5 160 MW, del cual 3 284 MW corresponde a generación con gas natural, 450 MW con diesel, 125 MW con carbón y 1 301 MW con generación hidráulica.

La producción por tipo de fuente para ambos escenario se muestra en el Gráfico N° 36, se observa en ambos escenarios la importante participación del gas natural.

GRÁFICO N° 36 PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN POR TIPO DE FUENTE

El balance de oferta y demanda de potencia eléctrica para el período 2001-2015, indica que la demanda será satisfecha, presentando el SEIN un margen de reserva de aproximadamente un 19.5%, a fines del período de proyección para ambos escenarios. En los Gráficos N° 37 y N° 38, se muestran los balances ofertas - demanda para los Escenarios I y II respectivamente del SEIN, cabe indicar estos gráficos muestran la penetración del gas natural en la generación de energía eléctrica.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

HIDRO GAS CARBÓN RESIDUAL DIESEL 2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

HIDRO GAS CARBÓN RESIDUAL DIESEL 2




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GRÁFICO N° 37 BALANCE OFERTA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

ESCENARIO I

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

Hidro Gas Carbón Residual Diesel Demanda

CH CAÑÓN DEL PATO - RESERV.

SAN DIEGOCH MACHUPIC.

1RA ETAPACH. HUANCH.

1 TG 150 MWDIESEL

CH CHEVES

1 TG 172 MW GNCAMBIO COMBUSTIBLE

VENTANILLA SIEMENS N° 3

y N° 4 A GN1 TG 172 MW GN

CH YUNCANCH MACHUPICCHU

2DA ETAPA

1 CC 248 MW GN

1 CC 248 MWGN

2 TG 172 MW GNCH POECHOS 1

CH POECHOS 2CH HUANZA1 TG 172 MW

GN

1 TG 172 MW GN

CH PLATANALCH MARAÑON

1 CC 248 MWGN

1 TG 172 MWGN

1 TV 125 MWCARBÓN



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GRÁFICO N° 38 BALANCE OFERTA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

ESCENARIO II

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

Hidro Gas Carbón Residual Diesel Demanda

CH CAÑÓN DEL PATO - RESERV.

SAN DIEGOCH MACHUPIC.

1RA ETAPA

CH. HUANCH.2 TG 150 M W

DIESEL

1 TG 150 MWDIESEL

1 TG 172 MW GNCH CHEVES

2 TG 172 M W GNCAMBIO

COMBUSTIBLEVENTANILLA SIEMENS N° 3 y N° 4 A GN

1 TG 172 MW GNCH YUNCAN

CH MACHUPICCHU2DA ETAPA

1 CC 248 MW GN

2 CC 248 MWGN

1 TG 172 MW GN

1 CC 248 MW GN

CH POECHOS 1CH POECHOS 2

CH HUANZA2 TG 172 MW

GN

2 TG 172 MW GN

1 TV 125 MWCARBÓN

CH PLATANALCH MARANON

1 CC 248 MWGN

2 CC 248 MWGN



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SISTEMAS AISLADOS En cuanto a los Sistemas Aislados se prevé incorporar al año 2015 centrales eólicas, fotovoltaicas, pequeñas centrales hidráulicas así como grupos térmicos, acorde al esfuerzo del estado para llevar electricidad a zonas remotas del territorio nacional participando como impulsor de obras de carácter social, poco atractivas para los privados. En el año 2015 la generación térmica y eólica alcanzan mayor participación en el abastecimiento de los sistemas aislados tanto en el escenario I y II, la generación térmica alcanza 71% y la eólica 19% de participación en el escenario I, mientras en el escenario II alcanza, 74% y 18% respectivamente, tal como se muestra en el Gráfico N° 39. El incremento de participación de generación eólica es producto de la ampliación de la central Malabrigo en la Libertad y la central Marcona en Ica, con respecto a la generación térmica se prevé su colocación en la zona sur y oriental del país.

GRÁFICO N° 39 PARTICIPACIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA

EN LOS SISTEMAS AISLADOS

TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA La transmisión eléctrica en el suministro de electricidad en el país juega un papel muy importante debido a la irregular distribución de los recursos energéticos económicos con que se cuenta, y las concentraciones de carga alrededor de grandes centros urbanos. Recientemente con la integración en un gran sistema el Norte, Centro y Sur del país conformando el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la ventaja de contar con un suministro de bajo costo, suficiente y de mayor confiabilidad hace que éste se siga extendiendo en cobertura a todo el país. Proyectándose hacia el futuro esta etapa del suministro de electricidad será aún más importante debido a la puesta en explotación de recursos energéticos de bajo costo térmicos e hidroeléctricos, pero localizadas y concentradas en ubicaciones no siempre cercanas a todos los centros de consumo.

8,4% 7,8%

19,0% 17,6%

71,5% 73,6%

1,1% 1,0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Escenario I 2015 Escenario II 2015

TérmicaSolarEolicaHidro



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El presente Plan Referencial de Energía contempla un planeamiento hacia el Largo Plazo del sistema de transmisión peruano, acorde con los alcances y nivel de profundidad de análisis de un estudio de planeamiento. Por parte de las empresas de transmisión, se tienes comprometido la ampliación de la transmisión, La empresa ETECEN S.A. tiene previsto la puesta del segundo circuito de la línea de transmisión que va desde Lima hasta Chiclayo. Por otro lado, con la modalidad BOOT, se ha entregado en concesión la construcción y operación de las líneas de transmisión por la sierra Oroya Nueva – Carhuamayo – Paragsha – Derivación Antamina 220 kV y Aguaytía – Pucallpa 138 kV. A este paquete se ha agregado la operación de la línea existente Pachachaca – Oroya 220 kV. Por parte de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, se tiene previsto varios proyectos de ampliación de la frontera eléctrica. Las líneas de transmisión en 138 kV y 220 kV en el periodo 2001 – 2010, se muestran en el cuadro N° 23.

CUADRO N° 23 AMPLIACIÓN DE LA FRONTERA ELÉCTRICA 2001 - 2010

DIRECCIÓN EJECUTIVA DE PROYECTOS

ESCENARIO I La expansión de la transmisión para el Escenario I considera el desarrollo del sistema de transmisión a nivel nacional sin incluir interconexiones internacionales. Corto y Mediano Plazo 2001 - 2010 La estructura del sistema de transmisión para la zona Norte del SEIN se basa en dos enlaces troncales: el enlace longitudinal troncal 220 kV de la Costa, y el nuevo enlace troncal 220 kV de la Sierra. Para los requerimientos de demanda en el horizonte de Corto y Mediano Plazo para este escenario de demanda, se requieren dos circuitos 220 kV para la línea costera, hasta Trujillo, y dos circuitos 220 kV por la Sierra hasta Cajamarca. Asimismo se completa el anillo a 220 kV Trujillo – Cajamarca – Carhuaquero – Chiclayo. De Chiclayo a Tumbes se mantendrá la actual configuración de simple circuito 220 kV. Igualmente se considera que en este período se integre al SEIN los sistemas eléctricos de la Selva Norte que se encuentran actualmente aislados. En el Corto y Mediano Plazo gran parte de la generación eléctrica de la Zona Centro, y del país se basará en el Gas Natural de Camisea, con centrales ubicadas cerca de los mayores centros de carga de la Costa Centro como es el eje Pisco-Lima Metropolitana.

TENSIÓNkV

LONGITUD(km)

AÑO DESERVICIO DESCRIPCIÓN

Repartición - Majes 138 46 2001 Departamento de ArequipaMajes - Camaná 138 65 2002 Departamento de ArequipaIquitos - Nauta 138 80 2002 Departamento de IquitosHuallanca - Siguas - Tayabamba 138 105 2003 Departamento de AncashTocache - Bellavista 138 149 2003 Departamento San MartínOxapampa - Pichanaki - Satipo 138 122 2004 Departamento de JunínMantaro - Ayacucho(Mollepata) 220 131 2005 Departamento de AyacuchoCajamarca Nueva - Caclic 138 138 2006 Enlace Cajamarca - ChachapoyasLa Oroya - Tarma 138 32 2006 Departamento de JunínEl Reposo - Caclic - Moyobamba 138 224 2007 Enlace de Bagua, Chachapoyas y MoyobambaNauta - Requena 138 90 2008 Departamento de IquitosSan Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 138 222 2009 Enlace Sistema Aislado Puerto Maldonado al SEINTarapoto - Yurimaguas 138 95 2010 Departamentos de San Martín e Iquitos

LÍNEA DE TRANSMISIÓN



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Por lo anterior los requerimientos de transmisión en esta zona para este período son menores, y la estructura del sistema de transmisión será similar al existente con fuertes enlaces entre la Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo, Lima y Pisco. En la Sierra, con la conclusión del enlace 220 kV Oroya – Carhuamayo – Pargsha – Deriv. Antamina, en construcción, se habrá dado el primer reforzamiento del sistema hacia el Norte, una mejor evacuación de la energía generada en el complejo Yaupi - Yuncán, y mejora de suministro eléctrico a la zona minera de Cerro de Pasco. El sistema de transmisión de la zona Sur del SEIN en el Corto y Mediano plazo se mantendrá bajo su actual estructura, obtenida recientemente con la implementación del proyecto de reforzamiento de la transmisión en el Sistema Interconectado Sur (SIS). En ese período sin embargo se requerirá realizar reforzamientos menores en 138 kV en el enlace de transmisión 138 kV Combapata – Tintaya, para la entrada de la segunda etapa del proyecto C.H. Macchu Picchu, asimismo se requerirá reforzar con un segundo circuito el enlace Azángaro – Puno. Horizonte de Largo Plazo 2010 - 2015 En la zona Norte se mantiene la misma estructura que en el período anterior pero a su máxima capacidad de expansión: dos circuitos 220 kV en la troncal de la Costa, y dos circuitos en la Troncal de la Sierra, hasta Cajamarca. Asimismo en el Centro se mantiene la misma configuración que en la etapa anterior, sin mayor requerimiento relevante de transmisión dado que el crecimiento de la demanda en el centro de carga está atendida con generación a gas natural local. En el Sur, ante el incremento de la demanda, será necesario el refuerzo del enlace Este – Oeste, con la puesta en operación de líneas en 220 kV entre las Subestaciones Tintaya – Socabaya y Tintaya – Puno. En el Sur también por el año 2015 el enlace de interconexión Centro – Sur (Mantaro – Socabaya) llegaría al límite de su capacidad, por lo que asimismo para después de ese año se espera pasar a un esquema de transmisión troncal a Extra Alta Tensión, en forma similar al considerado para el año 2015 en el Escenario de Demanda II. La transmisión adicional necesaria para poder abastecer la demanda en este Escenario se muestra en el Cuadros N° 24.

CUADRO N° 24 EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

SEIN – ESCENARIO I

La compensación reactiva necesaria para este escenario se muestra en el Cuadro N° 25.

TENSIÓN CIRCUITOS AÑO DE LONGITUDkV SERVICIO km

Corto y Mediano PlazoTrujillo Cajamarca 220 1 2003 Reforzamiento del sistema de Cajamarca 140 Quencoro Tintaya 138 1 2004 Puesta en operación Machupicchu 2da etapa 180 Azángaro Puno 138 1 2004 Reforzamiento del subsistema Sur Este 120 Independencia Ica 220 1 2005 Reforzamiento del sistema de Ica 55 Carhuaquero Cajamarca 220 1 2006 Reforzamiento del sistema de Cajamarca 125 Huallanca Nueva Cajamarca 220 1 2006 Reforzamiento línea longitudinal de la sierra 230 Derv. Antamina Huallanca Nueva 220 1 2006 Reforzamiento línea longitudinal de la sierra 200

Largo PlazoSocabaya Tintaya 220 1 2015 Reforzamiento del sub sistema Sur Este 200 Tintaya Puno 220 1 2015 Reforzamiento del sub sistema Sur Este 200

LÍNEA DE TRANSMISIÓN DESCRIPCIÓN



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CUADRO N° 25

COMPENSACIÓN REACTIVA SEIN – ESCENARIO I

En los Gráficos N° 40 al N° 42, se muestra el mapa con las nuevas líneas de transmisión para los años 2005, 2010 y 2015 respectivamente.

BARRA TENSIÓN TIPO MVAR AÑO

Tintaya 138 SVC -70/+70 2005Moquegua 220 SVC -100/+100 2005Derv. Antamina 220 SVC -35/+45 2005Cajamarca 220 SVC -20/+20 2005Moquegua 220 SVC -50/+50 2010Lima 220 SVC -100/+100 2010Chiclayo 220 SVC -30/+30 2015



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ESCENARIO II La expansión de la transmisión para el Escenario de Demanda II considera el desarrollo del sistema de transmisión a nivel nacional e incluye interconexiones internacionales. Corto y Mediano Plazo 2001 - 2010 La estructura del sistema de transmisión en este período será similar que para el Escenario I, bajo una configuración de dos enlaces troncales: el enlace longitudinal troncal 220 kV de la Costa, y el nuevo enlace troncal 220 kV de la Sierra. Para los requerimientos de demanda en el horizonte de Corto y Mediano Plazo para este escenario de demanda, se requieren dos circuitos 220 kV para la línea costera, hasta Trujillo, y dos circuitos 220 kV por la Sierra hasta Cajamarca. Asimismo se completa el anillo de simple circuito 220 kV Trujillo – Cajamarca – Carhuaquero – Chiclayo. Para la interconexión con el Ecuador, será necesario reforzar la transmisión desde Chiclayo hasta Tumbes poniendo el segundo circuito en 220 kV. Se espera que en este período se integre al SEIN los sistemas eléctricos de la Selva Norte que se encuentran actualmente aislados. En el Corto y Mediano Plazo se mantendrá con configuración de transmisión similar al del Escenario I, pero con mayor capacidad de generación a gas natural de Camisea en la Costa Centro. En forma similar que para el Escenario de Demanda I, en este período, el sistema de transmisión de la zona Sur del SEIN se mantendrá bajo su actual estructura, obtenida recientemente con la implementación del proyecto de reforzamiento de la transmisión en el Sistema Interconectado Sur (SIS); y con reforzamientos menores adicionales a 138 kV entre Combapata y Tintaya, y entre Azángaro y Puno. Horizonte de Largo Plazo 2010 - 2015 En el Sur, ante el incremento de la demanda, será necesario el refuerzo del enlace Este – Oeste, con la puesta en operación de líneas en 220 kV entre las Subestaciones Tintaya – Socabaya y Tintaya – Puno. Para este período, para el Escenario II, se requiere iniciar el cambio de estructura del sistema de transmisión en el país a Extra - Alta Tensión. La configuración básica propuesta para este caso es el de tener una “columna vertebral” de transmisión Norte - Centro – Sur a Extra Alta Tensión, a esos tres nodos principales se conectarían los enlaces 220 kV existentes. Inicialmente la troncal en Extra Alta Tensión sería de un circuito, teniendo como respaldo los enlaces troncales longitudinales 220 kV existentes. Posteriormente, más allá del 2015, se podría añadir un segundo circuito en Extra Alta Tensión, cuando se incremente los requerimientos de transmisión con un mayor respaldo. En esa etapa entonces los enlaces 220 kV longitudinales se podrían convertir en sistemas de subtransmisión regional para enlazar los grandes nodos a los centros de consumo. Para la determinación del nivel de Extra - Alta Tensión más conveniente para el SEIN, requiere realizar estudios previos especializados que consideren entre otros los siguientes aspectos: Altitud: No se tiene experiencia internacional sobre la operación de enlaces de transmisión en Extra Alta Tensión a gran altitud, por lo que se requeriría realizar estudios de investigación previos en esta área. Contaminación – Zona Costera: Como se sabe la zona costera peruana presenta problemas de contaminación salina severa que originan altas perdidas eléctricas en las líneas existentes a 220 kV. Si



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bien este es un problema aún en investigación para los enlaces existentes a 220 kV, no son conocidos sus probables efectos en enlaces de Extra Alta Tensión. Por esta razón es también importante realizar estudios de investigación previos en esta área. Compatibilidad de Interconexiones Internacionales: Para el Largo Plazo se espera una integración mayor con los países de la región, por eso también es importante tomar en cuenta este aspecto para determinar el nivel de Extra Alta Tensión más conveniente. Por lo anterior, la determinación de un nivel de Extra Alta Tensión debe ser la consecuencia de estudios de investigación, de planeamiento y económicos. Podría esperarse que el rango del nivel de Extra Alta Tensión se encuentre entre 400 kV y 500 kV. Para fines del presente plan, se considera 500 kV la tensión nominal en Extra Alta Tensión. La configuración adoptada para este escenario y horizonte, es el de tres nodos básicos:

• Lima 500 kV, ubicado en las cercanías de la Generación en la zona. • Norte 500 kV, ubicado cerca del centro de carga entre los nodos Trujillo, Cajamarca,

Carhuaquero y Chiclayo. • Sur 500 kV, ubicado cerca del nodo de carga de Moquegua.

Cada uno de los nuevos nodos en Extra Alta Tensión se conectaría al sistema 220 kV mediante una subestación transformadora 500/220 kV, y líneas de enlaces 220 kV a barras existentes. La transmisión adicional necesaria para poder abastecer la demanda en este Escenario se muestra en el Cuadros N° 26.

CUADRO N° 26 EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

SEIN – ESCENARIO II

En el Sur, ante el incremento de la demanda, será necesario el refuerzo del enlace Este – Oeste, con la puesta en operación de líneas en 220 kV entre las Subestaciones Tintaya – Socabaya y Tintaya – Puno. La compensación reactiva necesaria para este escenario se muestra en el Cuadro N° 27.

TENSIÓN CIRCUITOS AÑO DE LONGITUDkV SERVICIO km

Corto y Mediano PlazoTrujillo Cajamarca 220 1 2003 Reforzamiento del sistema de Cajamarca 140 Quencoro Tintaya 138 1 2004 Puesta en operación Machupicchu 2da etapa 180 Azángaro Puno 138 1 2004 Reforzamiento del subsistema Sur Este 120 Independencia Ica 220 1 2005 Reforzamiento del sistema de Ica 55 Carhuaquero Cajamarca 220 1 2005 Reforzamiento del sistema de Cajamarca 125 Carhuaquero Cajamarca 220 1 2006 Reforzamiento sistema Cajamarca - 2da terna 125 Huallanca Nueva Cajamarca 220 2 2006 Reforzamiento línea longitudinal de la sierra 230 Chiclayo Carhuaquero 220 1 2010 Interconexión con Ecuador - 2da terna 83 Chiclayo Piura 220 1 2010 Interconexión con Ecuador - 2da terna 211 Piura Talara 220 1 2010 Interconexión con Ecuador - 2da terna 104 Talara Zorritos 220 1 2010 Interconexión con Ecuador - 2da terna 96 Huallanca Nueva Cajamarca 220 2 2010 Reforzamiento línea de la sierra - 2da terna 230 Derv. Antamina Huallanca Nueva 220 2 2010 Reforzamiento línea de la sierra 200 Derv. Antamina Paragsha 220 1 2010 Reforzamiento línea de la sierra - 2da terna 130 Paragsha Carhuamayo 220 1 2010 Reforzamiento línea de la sierra - 2da terna 40

Largo PlazoLima Norte 500 kV 500 1 2015 Reforzamiento Norte nuevo nivel de tensión 500 Lima Sur 500 kV 500 1 2015 Reforzamiento Sur nuevo nivel de tensión 500 Sur 220 kV Moquegua 220 2 2015 Enlace Sur 500/220 kV a Moquegua 50 Trujillo Norte 500 kV 220 1 2015 Enlace Norte 500/220 kV a Trujillo 70 Norte 500 kV Cajamarca 220 1 2015 Enlace Norte 500/220 kV a Cajamarca 70 Socabaya Tintaya 220 1 2015 Reforzamiento del sub sistema Sur Este 200 Tintaya Puno 220 1 2015 Reforzamiento del sub sistema Sur Este 200

LÍNEA DE TRANSMISIÓN DESCRIPCIÓN



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CUADRO N° 27

COMPENSACIÓN REACTIVA SEIN – ESCENARIO II

En los Gráficos N° 43 al N° 45, se muestra el mapa con las nuevas líneas de transmisión para los años 2005, 2010 y 2015 respectivamente.

BARRA TENSIÓN TIPO MVAR AÑO

Tintaya 138 SVC -70/+70 2005Moquegua 220 SVC -70/+70 2005Derv. Antamina 220 SVC -35/+45 2005Cajamarca 220 SVC -50/+50 2005Zorritos 220 SVC -50/+50 2010Chiclayo 220 SVC -100/+100 2010Cajamarca 220 SVC -70/+70 2010Moquegua 220 SVC -80/+80 2010Lima 220 SVC -100/+100 2010Interm_Sur 500 SVC -150/+150 2015Interm_Nor 500 SVC -150/+150 2015Sur 220 220 SVC -150/+150 2015



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3.2.4. ABASTECIMIENTO DE PETRÓLEO Y DERIVADOS RESERVAS DE PETRÓLEO Las reservas comprobadas de petróleo crudo pasarían de 323 106 bbl a 579 106 bbl y 625 106 bbl en el año 2015 para el Escenario I y II, respectivamente. De otro lado, la relación Reservas / Producción en el año 2015 llegaría a 10 años en ambos escenarios. El acumulado en los quince años para los Descubrimientos de Petróleo sería de 913,9 103 bbl para el Escenario I y de 980,4 103 bbl para el Escenario II. En el Gráfico N° 46 se muestra las Reservas Probadas de Petróleo Crudo para ambos Escenarios.

GRÁFICO N° 46 RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO

Los Descubrimientos de Líquidos del Gas Natural y de Gas Natural surgen de considerar que por cada yacimiento descubierto el 19% son LGN, el 45% es Gas Natural y el 36% es Petróleo. En los descubrimientos de Petróleo, se encuentra también LGN (Líquidos de Gas Natural) y de GN (Gas Natural), las reservas de estas dos fuentes se muestran en el Gráfico N° 47. Las reservas de Líquidos de Gas Natural (LGN) serán 232,5 103 bbl en el período 2011-2015 en el Escenario I y 257,3 103 bbl en el Escenario II. Las reservas de Gas Natural (GN) serán en el mismo período 675,1 106 bbl en el Escenario I y 747,1 106 BEP en el Escenario II.

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GRÁFICO N° 47

OTRAS RESERVAS

RESERVAS DE LGN RESERVAS DE GAS NATURAL

POZOS EXPLORATORIO En el Escenario I, se requerirían 32 yacimientos de manera que deberían perforarse 317 pozos, para el período 2001-2015 (21 pozos / año). En el Escenario II, se requerirían 34 yacimientos, por lo cual, se deberían perforarse 341 pozos (23 pozos/año), para el período 2001-2015. Históricamente en el período 1980-2000 se perforaron 226 pozos (11 pozos/año). Entre 1980 y 1990, 16 pozos años y entre 1991 – 2000, 5 pozos por año. Es decir que debería incrementarse entre un 30% y un 40% el esfuerzo exploratorio realizado entre 1980 y 1990. En el Gráfico N° 48, se muestra los Yacimientos y los pozos para los dos Escenarios.

GRÁFICO N° 48 EXPLORACIÓN

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PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO De acuerdo a las hipótesis planteadas, en el escenario I, la producción de crudo pasaría de 36 613 x 103 bbl en el año 2000 a 57 873 103 x bbl en el año 2015 (a una tasa anual acumulativa del 3,1%). En el escenario II, la producción nacional alcanzaría en el 2015 los 62 518 x 103 bbl. (con una tasa anual acumulativa del 3,6%).De esta manera el nivel de autoabastecimiento de petróleo, subiría de 57% en el año 2000 al 70% en el año 2015 en ambos escenarios. Ver Gráfico N° 49.

GRÁFICO N° 49 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

POZOS EN DESARROLLO En el Escenario I, para el periodo 2001-2015 se perforarían 3 213 pozos de desarrollo productivos y 357 pozos secos o sea un total de 3 570 pozos, lo cual representa un promedio de 328 pozos/año. Los pozos inyectores a perforar entre el 2001 y el 2015 serían de 129. En el Escenario II, para el periodo 2001-2015 se perforarían 3 424 pozos de desarrollo productivos y 380 pozos secos o sea un total de 3 804 pozos, lo cual representa un promedio de 254 pozos/año. Los pozos inyectores a perforar entre el 2001 y el 2015 serían de 137. El Gráfico N° 50, muestra los pozos totales a perforar de los Escenario I y II.

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GRÁFICO N° 50

POZOS EN DESARROLLO

LÍNEAS SÍSMICAS Las líneas sísmicas tanto 2D como 3D, en el periodo 2001-2015 lograrán un incremento importante en ambos Escenarios. Ver Gráfico N° 51. En el Escenario I, las líneas sísmicas en 2D llegarán a 25 312 km, mientras que en el Escenario II, llegaría a 26 971 km. Las sísmicas 3D llegarían a 8 354 km2 en el Escenario I, mientras que en el Escenario II, las líneas sísmicas 3D llegarían hasta 8 901 km2, es decir que en el futuro se cubriría casi seis veces más de superficie que entre 1990 y 2000.

GRÁFICO N° 51

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CARGAS A REFINERÍAS El Cuadro N° 28 muestra las cargas a procesar en Refinarías Nacional e Importada para los dos Escenarios.

CUADRO N° 28 CARGAS A REFINERÍAS

106 bbl

PRODUCCIÓN DE LAS REFINERÍAS De la simulación del modelo de refinerías, y con estos datos cargados en el modelo LEAP se obtiene la producción de refinerías. Ver Cuadro N° 29. En 1998 la participación del diesel en la producción era 10%, el cual se mantiene en el período 1998-2015 en ese valor para el Escenario I, mientras que en el Escenario II llega hasta 20%. El petróleo industrial tenía mayor participación en 1998 (38%), esto disminuye 34% en el Escenario I y hasta 26% en el Escenario II.

CUADRO N° 29 PRODUCCIÓN DE REFINERÍAS

103 TEP

CAPACIDAD DE REFINERÍAS En el Escenario I, se aprecia la necesidad de incrementos en las capacidades de destilación atmosférica, de vacío, craqueo catalítico, reformación catalítica, visbreaking e hidrocraqueo. En el año base no se contaba con unidades Visbreaking ni Hidrocraquéo, para el año 2005 aparece el Visbraking y para el año 2010 la unidad de Hidrocraquéo tal como se puede ver en el Cuadro N° 30. Por otro lado, en el Escenario II, las necesidades son mayores en comparación con el Escenario I.

CRUDO A PROCESAR 1998 2005 2010 2015

NACIONAL ESC. I 26,4 30,6 44,4 57,9 IMPORTADO ESC. I 34,6 37,7 29,6 24,8 TOTAL ESCENARIO I 61,0 68,2 74,0 82,7 NACIONAL ESC. II 26,4 30,7 45,8 62,5 IMPORTADO ESC. II 34,6 40,2 30,5 26,8 TOTAL ESCENARIO I 61,0 70,9 76,3 89,3

2005 2010 2015 2005 2010 2015

Combustible Jet 454,9 552,5 643,5 749,3 619,8 794,8 992,9 Diesel 2 073,9 2 265,1 2 885,3 3 340,7 2 266,5 2 989,7 4 044,7 Gas de Refinería 59,6 73,1 86,3 116,9 85,7 104,8 124,9 Gas Licuado 265,2 261,1 247,7 272,7 267,1 282,6 326,4 Gasolina Motor 1 537,6 1 780,0 1 875,9 2 100,0 1 834,9 2 063,7 2 522,5 Kerosene 678,1 750,0 805,9 878,7 768,6 789,5 852,0 No Energético de Petróleo 99,0 196,5 224,1 255,5 206,0 243,4 289,3 Petróleo Industrial 3 224,5 3 615,1 3 510,3 3 742,9 3 805,7 3 314,6 3 212,5 TOTAL 8 392,8 9 493,4 10 279,0 11 456,7 9 854,3 10 583,1 12 365,2

ESCENARIO I ESCENARIO IIPRODUCCIÓN DE REFINERÍAS 1998



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CUADRO N° 30

CAPACIDAD DE REFINACIÓN 103 bbl/día

3.2.5. ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS DE GAS NATURAL RESERVAS Si bien las Reservas Comprobadas de Gas Natural y de Líquidos del Gas Natural de Perú en el momento actual son considerables, una vez puesto en marcha el proyecto Camisea la relación Reserva/ Producción bajará sustancialmente, dependiendo del ritmo de crecimiento de la Demanda y la Producción. Teniendo en cuenta que en la etapa de exploración de hidrocarburos es muy difícil de prever descubrimientos de petróleo y/o gas natural, se consideró que las reservas totales de gas natural por descubrir son una consecuencia del esfuerzo de exploración orientado al incremento de las reservas de petróleo y de gas natural no asociado. Las reservas de gas natural proyectadas consideran tasas de cremiento medio anual de 3,0% y 4,1% respecto a las del año base para los escenarios I y II. (Ver Gráfico N° 52).

GRÁFICO N° 52 PROYECCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL

2005 2010 2015 2005 2010 2015DESTILACIÓN PRIMARIA 184,3 196,7 212,8 239,7 212,8 229,0 255,9 DESTILACIÓN DE VACÍO 45,9 78,3 78,3 81,2 78,3 78,3 87,5 CRAQUÉO CATALÍTICO 22,1 27,1 27,1 27,1 27,1 27,1 27,1 REFORMACIÓN CATALÍTICA 1,7 21,9 25,8 28,6 23,2 25,3 31,3 VISBREAKING 0,0 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 HIDROCRAQUÉO 0,0 0,0 18,1 24,7 0,0 16,7 37,1

ESCENARIO I ESCENARIO IICAPACIDAD DE REFINACIÓN 1998

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Tomando en consideración los requerimientos y las actuales reservas de gas natural, las reservas totales a descubrir en el período 2001 – 2015 y el escenario I, son de 7 554 x 109 ft3 las cuales provendrían íntegramente de descubrimientos de gas asociado a petróleo, mientras que en el escenario II, las reservas a descubrir deben alcanzar los 11 305 x 109 ft3 donde el 68% provendrían de yacimientos petrolíferos y el resto de descubrimientos de gas natural no asociado. POZOS EXPLORATORIOS En el Gráfico N° 53, puede observarse que no existe algún requerimiento de pozos exploratorios para el periodo 2001 – 2015 en el escenario I, debido que a las reservas existentes y los descubrimiento de nuevas reservas asociadas a petróleo son suficientes para cubrir la demanda; mientras que en el escenario II si es necesario un esfuerzo adicional que se cubriría con un total de 33 pozos exploratorios orientados a la búsqueda de reservas de gas no asociado.

GRÁFICO N° 53 POZOS DE EXPLORACIÓN DE GAS NATURAL

POZOS DE DESARROLLO Entre 2001 – 2015, el número de pozos en desarrollo, para abastecer los requerimientos totales de gas natural en los escenarios I y II, serían cubiertos con un total de 28 y 45 pozos productivos, respectivamente.

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GRÁFICO N° 54

POZOS DE DESARROLLO DE GAS NATURAL

PRODUCCIÓN A fin de determinar las necesidades de abastecimiento o producción bruta total del país, hay que remontar la cadena del gas natural a partir de la demanda final por sectores que fue determinada, agregando las actividades que utilizan o procesan gas distribuido, así como los requerimientos en centrales térmicas, consumos propios, la producción de líquidos, la reinyección a reservorios y todo tipo de pérdidas que ocurran en esta cadena. (Ver Gráfico N° 55 y Cuadro N° 31). En el escenario I, la producción bruta de gas natural crece de 137 x 106 ft3/día en el 2001 hasta 1373 x 106 ft3/día en el 2015, a una tasa promedio anual de 14,5%; en el escenario II y en el año 2015, la producción alcanza los 2 108 x 106 ft3/día, lo cual representa una tasa media de 17,5% de crecimiento anual.

GRÁFICO N° 55 PRODUCCIÓN DE CAMPO DE GAS NATURAL

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CUADRO N° 31 ABASTECIMIENTO 1998 – 2015

GAS NATURAL / GAS DISTRIBUIDO (109 ft3/día)

PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL El abastecimiento local de LGN se origina en las Plantas de Tratamiento de Gas Natural siendo un producto de tipo secundario o derivado. En los escenarios I y II, las Plantas de Tratamiento de Gas Natural se produce simultáneamente GLP y Gasolina de Gas Natural que posteriormente se integra al conjunto de las gasolinas o se exporta como tal.

GRÁFICO N° 56 PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL

103 bbl/día

El ingreso en el primer período de la planta de Camisea hace que el incremento de la producción de LGN de este origen sea muy significativo llegando en el año 2005 a un nivel 13 veces superior al año base. Adicionalmente se considera que dicha producción se seguirá incrementando hasta el año 2015 en forma proporcional al incremento del volumen de Gas Natural tratado, el cual se aumenta para satisfacer la Demanda Final e Intermedia de Gas Distribuido. Ver Cuadro N° 32.

CUADRO N° 32

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1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

1. PRODUCCIÓN BRUTA 136,9 912,4 1 041,7 1 373,4 14,5 1 389,5 1 615,6 2 108,2 17,52. VENTEO 34,4 136,9 104,2 68,7 4,1 208,4 129,3 42,2 1,23. PRODUCCIÓN NETA 102,5 775,6 937,5 1 304,7 16,1 1 181,1 1 486,4 2 066,1 19,34. PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS 13,1 162,8 196,8 273,9 19,6 248,0 312,0 433,7 22,94.1. GLP 4,2 74,7 90,3 125,7 22,1 113,7 143,1 199,0 25,54.2. GASOLINAS 8,9 88,1 106,5 148,3 18,0 134,2 168,9 234,8 21,25. REINYECCIÓN 40,4 408,8 458,9 540,4 16,5 622,6 671,6 777,9 19,06. CONSUMO PROPIO 20,9 53,7 64,4 88,1 8,8 73,5 91,3 120,7 10,96.1. PTAS. COMP Y PTAS. TRAT. 0,0 28,7 34,7 48,3 43,7 55,0 76,46.2. YACIMIENTOS 1,5 1,6 1,9 2,1 2,2 2,2 2,6 3,8 5,86.3. EMPRESAS ENERGÉTICAS 19,5 23,5 27,8 37,7 4,0 27,7 33,7 40,4 4,47. CENTRALES TÉRMICAS 27,6 127,4 145,4 282,5 14,7 193,6 280,4 499,1 18,67.1. MERCADO ELÉCTRICO 25,2 124,7 138,4 276,8 15,1 190,6 272,5 491,2 19,17.2. PARA USO PROPIO 2,4 2,7 6,9 5,8 5,4 2,9 7,9 7,9 7,48. DEMANDA FINAL 0,5 19,3 67,1 110,9 37,9 38,1 122,1 219,1 43,5

AÑO




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PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL (103 bbl/día)

En 1998 el Perú presentó un déficit de GLP, lo cual exigió una importación de 4,5 x 103 bbl/día. La entrada en funcionamiento del Complejo de Camisea va a permitir cubrir este déficit y generar un excedente para la Exportación de GLP que en el año 2005 alcanzaría a 13,9 x 103 bbl/día en el Escenario I y a 23,8 x 103 bbl/día en el Escenario II. En ambos casos, debido al incremento de la demanda de Gas Distribuido y a pesar del incremento de la demanda interna del GLP, el excedente exportable alcanzaría en el año 2015 a 25,9 x 103 bbl/día en el Escenario I y a 47,2 x 103 bbl/día en el Escenario II. GASODUCTOS Los probables trazos espaciales de las líneas troncales de gasoducto a construir para abastecer los requerimientos futuros de gas natural, indicando el año en el cual deberían encontrarse disponibles se muestran en el Gráfico N° 58. Podemos ver que en el Escenario I la Demanda Máxima Total crecería de 195 x 106 ft3/día en 2005 a 483 x 106 ft3/día en 2015 o sea un incremento total de 148 % y en el Escenario II de 287 x 106 ft3/día en 2005 a 820 x 106 ft3/día en 2015 con un incremento total de 186 %. En el Escenario I la Demanda del año 2005 podría ser cubierta con la capacidad inicial del Gasoducto Camisea Lima, la capacidad actual del Sistema Aguaytía y el inicio del desarrollo de un Sistema Talara que abastezca los mercados de Paita y Bayovar. En el año 2010 sería necesario llevar a su capacidad máxima de 247 x 106 ft3/día el gasoducto de 18” que llega hasta Lima, y simultáneamente incorporar los ramales Lima – La Oroya y Ayacucho – La Oroya para abastecer dichas zonas. El Sistema Talara incrementaría la capacidad anterior para abastecer los mercados de Sullana y Piura; en tanto que la red de Aguaytía llegará a las ciudades de Tingo María y Huanuco. En el año 2015 no se prevén ampliaciones en los Sistemas de Talara y de Aguaytía pero sí en el Sistema de Camisea donde la demanda crecería significativamente. Para alcanzar los 424 x 106 ft3/día en el sistema troncal sería necesario instalar un nuevo gasoducto paralelo de 18” y una planta *intermedia que lleve su capacidad a 177 x 106 ft3/día. Simultáneamente se considera la ampliación de los tramos Lima – La Oroya y Ayacucho – La Oroya con nuevas Plantas Compresoras y la extensión hasta Cerro de Pasco para seguir ampliando la cobertura geográfica. En el Escenario II se mantiene el diseño básico anterior pero con capacidades mayores, a fin de satisfacer las Demandas Máximas correspondientes que son más elevadas. En el año 2005 el Sistema Camisea debería llegar a su capacidad máxima de 247 x 106 ft3/día en el tramo de 18” con la incorporación de tres plantas compresoras intermedias. En el año 2010 el Sistema Camisea previendo la evolución de consumo al año 2015 es probable que el contratista deba plantearse el análisis de realizar el segundo gasoducto de un mayor diámetro de manera de absorber la demanda máxima del 2015 sin necesidad de un tercer gasoducto paralelo. El Sistema Talara incrementaría su capacidad de transporte a 71 x 106 ft3/día mediante la incorporación de una Planta Compresora intermedia, a fin de abastecer el incremento de la demanda en los mercados ya abastecidos y la expansión prevista por la costa hasta Chiclayo y Pacasmayo, teniendo en cuenta la existencia de demanda industrial en la zona (Cemento y otros). Esta traza permitiría en el futuro analizar la eventual alimentación del área minera de Cajamarca y/o la extensión hacia el sur.

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

Gas Licuado 1,0 18,4 22,2 30,9 22,1 28,0 35,3 49,0 25,4

Gasolinas 1,6 16,9 20,4 28,4 18,4 25,7 32,4 45,0 21,6

No Energéticos 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 2,7 35,3 42,7 59,4 19,8 53,8 67,7 94,0 23,1

PRODUCTOESCENARIO I ESCENARIO II



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Finalmente, en el año 2015 la Demanda Máxima Total alcanzaría los 820 x 106 ft3/día, para lo cual el Sistema Camisea debería alcanzar una Capacidad Total de 671 x 106 ft3/día que juntamente con la capacidad de los Sistemas de Talara y Aguaytía y la Capacidad de Pulmón alcanzaría a los 855 x 106 ft3/día lo cual dejaría un margen de Reserva del 4,3% de la Demanda Máxima Total. Ver Gráfico N° 57.

GRÁFICO N° 57 TRAZO DE GASODUCTOS


5.6. ABASTECIMIENTO DE CARBÓN MINERAL Y DERIVADOS El Perú no ha desarrollado la industria carbonífera a los niveles en que se ha desarrollado el resto de la industria minera. La minería del carbón se ha llevado a cabo en instalaciones pequeñas y artesanales, en ausencia de estudios y proyectos importantes; debido a esto no se prevé algún incremento de la producción nacional, pero sí una mayor participación de carbón importado.

En el Gráfico N° 58, se aprecia que la producción de carbón mineral disminuye entre los años 1998 y 2015 en ambos escenarios, salvo en el año 2015 del escenario II, donde se espera una producción superior a la de 1998 (cercana a los 25 000 t/año). Se considera que el carbón nacional se emplearía únicamente en los sectores agropecuario e industrias textil y ladrilleras.

2005

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AGUAYTÍAPUCALLPA

CERRO DE PASCO

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TINGO MARÍA

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CERRO DE PASCO

LA OROYALIMA

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2005

2010

2015

CHICLAYO

PACASMAYO



Página 79

GRÁFICO N° 58 PRODUCCIÓN DE CARBÓN MINERAL

103 t

En el Gráfico N° 59, se aprecia un crecimiento gradual de las importaciones, que al año 2015, estarían próximas a triplicar las registradas en 1998.

GRÁFICO N° 59

IMPORTACIÓN DE CARBÓN MINERAL 103 t

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3 t)




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Teniendo en cuenta que el Perú cuenta con atractivos recursos carboníferos (especialmente de antracita), se sugiere hacer estudios para determinar la conveniencia de suministrar el carbón a centrales de generación eléctrica y las industrias cementera y ladrillera.

Las proyecciones permiten prever que el Perú seguirá importando carbones térmicos y coquizables en volúmenes importantes. No se vislumbra, algún tipo de exportación, pero si se espera un alto crecimiento de los requerimientos de carbón para las centrales térmicas.

En el Cuadros N° 33, se presenta los resultados obtenidos de los balances energéticos del carbón mineral en energía neta para los años de corte mostrados.

CUADRO N° 33 ABASTECIMIENTO 1998 - 2015

CARBÓN MINERAL 103 TEP

Los incrementos de los consumos de carbón Importado son consecuencia casi exclusiva de la expansión del sector Minero Metalúrgico y a la generación de electricidad. COQUE Este energético reductor se emplea esencialmente en las industrias Siderúrgica y Metalúrgica. En cuanto a la producción nacional de Coque, Doe Run Perú, es la única empresa nacional productora de coque metalúrgico a partir del carbón mineral. Se espera un crecimiento sostenido de la producción nacional de coque en ambos escenarios como se muestra en el Gráfico N° 60.

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

1. PRODUCCIÓN 15,1 8,6 10,5 11,6 -1,5 9,2 12,8 17,3 0,82. IMPORTACIÓN 319,0 465,0 716,0 820,0 5,7 556,0 807,0 906,0 6,33. EXPORTACIÓN 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,04. TRANSFORMACIÓN 34,0 180,2 372,0 468,7 16,7 190,2 444,3 525,4 17,54.1. COQUERÍAS Y ALTOS HORNOS 34,0 44,8 52,7 63,0 3,7 51,0 66,9 88,9 5,84.2. CENTRALES TÉRMICAS 0,0 135,5 319,3 405,7 139,2 377,4 436,55. CONSUMO FINAL 310,1 293,4 354,5 362,9 0,9 375,0 375,5 397,7 1,55.1. AGROPECUARIO & AGROIND. 0,1 0,2 0,2 0,2 4,2 0,2 0,2 0,3 6,75.2. PESQUERÍA 2,9 3,5 4,2 4,9 3,1 4,0 5,0 6,2 4,65.3. MINERO METALÚRGICO 43,1 81,2 120,4 173,7 8,5 90,3 147,9 235,6 10,55.4. INDUSTRIA CEMENTERA 263,0 208,1 229,2 183,2 -2,1 280,1 221,6 154,7 -3,15.5. INDUSTRIAL 1,0 0,5 0,6 0,8 -1,3 0,5 0,7 1,2 1,1


AÑO



Página 81

GRÁFICO N° 60

PRODUCCIÓN DE COQUE 103 t

Por otra parte, la mayor parte del Coque consumido es importado por Siderperú, y se destina a la obtención de acero. Como resultado de los balances nacionales de energía proyectados, también se prevé que la importación de coque ascenderá en ambos escenarios según el Gráfico N° 61.

GRÁFICO N° 61 IMPORTACIÓN DE COQUE

103 t

El Coque se consume finalmente en el sector Minero metalúrgico. Doe Run Perú y Aceros Arequipa concentran la mayor parte de los consumos y el resto va a otras Fundiciones. Ver Cuadro N° 34.

0

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CUADRO N° 34 ABASTECIMIENTO DE COQUE

103 TEP

Pero la mayor parte del Coque se emplea en Altos Hornos para producir Acero, siendo en este caso de origen importado. GAS INDUSTRIAL Estos gases se originan esencialmente en el alto horno de SiderPerú y se utilizan parcialmente dentro de sus consumos propios de energía. De esta manera en el periodo 1998-2015, se espera que la producción de gas industrial crezca de 38 x 103 TEP a 70 x 103 TEP para el escenario I y de 38 x 103 TEP a 99 x 103 TEP para el escenario II. ientras los consumos finales pasen de 20 x 103 TEP a 40 x 103 TEP en el primer escenario y de 20 x 103 TEP a 50 x 103 TEP en el sector industrial. 5.7. ABASTECIMIENTO DE FUENTES NUEVAS Y RENOVABLES En este punto se desarrolla el Abastecimiento de la Energía Solar, Energía Eólica, las Centrales Hidroeléctricas de Pequeña Capacidad y la Biomasa. ENERGÍA SOLAR Como consecuencia de las estimaciones de la demanda de energía final se han determinado consumos en los Sectores Residencial, Comercial y Servicios en el uso Calentamiento de Agua. En conjunto el consumo sectorial de Energía Solar pasa de 51,2 103 TEP en 1998 a 89,6 103 TEP y 108,2 103 TEP en el año 2015 en los Escenarios I y II respectivamente. Así entre el 2001 y el 2005 ingresarían 19 328 paneles de 53 W por panel, lo cual da 1 024 kW incorporados, que sumados a los 19 629 paneles existentes al año 2000, totalizan 38 957, en el año 2005, equivalentes a 2 358,7 kW y a 2 804 GW.h/año. Entre el año 2006 y el 2010 se adicionarían otros 10 000 paneles de 53 W, o sea 530 kW y 0,72 GW.h agregados. En consecuencia al año 2010 se acumularían 48 957 paneles, 2 888,7 kW de potencia y 3,73 GW.h. En el período 2011 a 2015 se incorporarían 3 750 paneles de 53 W, o sea 198 kW y 0,27 GW.h. Esto acumula al año 2015, 52 707 paneles; 3 086,7 kW y 4,0 GW.h. Considerando cinco personas por hogar en el lapso 2001 a 2015 se habría beneficiado a 165 390 habitantes. Ver Cuadro N° 35.

1998 2005 2010 2015TASA (%)1998-2015 2005 2010 2015

TASA (%)1998-2015

1. IMPORTACIÓN 106,0 161,3 190,0 227,1 4,6 183,8 241,0 320,3 6,7

2. EXPORTACIÓN 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

3. TRANSFORMACIÓN 98,0 128,9 151,9 181,6 3,7 146,9 192,7 256,0 5,8

3.1. COQUERÍAS Y ALTOS H. 98,0 128,9 151,9 181,6 3,7 146,9 192,7 256,0 5,8

4. CONSUMO FINAL 27,0 32,4 38,1 45,6 3,1 36,9 48,3 64,3 5,2

4.1. MINERO METALÚRGICO 27,0 32,4 38,1 45,6 3,1 36,9 48,3 64,3 5,2

AÑO




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CUADRO N° 35

POTENCIA INSTALADA Y PRODUCCIÓN PANELES SOLARES

ENERGÍA EÓLICA En el año 2000 existían en Perú dos centrales eléctricas accionadas a Energía Eólica, ambas de Servicio Público en Sistemas Aislados. Una pertenece a Electronorte Medio S.A. que la opera desde 1996, con un aerogenerador trifásico de 250 kW en Malabrigo ( Departamento La Libertad). La otra de 450 kW está ubicada en San Juan de Marcona (Departamento de Ica) y es operada por el Municipio local En el Estudio se ha previsto el funcionamiento de los dos Aerogeneradores existentes en el año 2005. Es decir una potencia de 700 kW y una generación de 1,72 GW.h. En el período 2006-2010 se adicionarían 10 MW más en Malabrigo llegando a 10,7 MW de potencia y a 26,53 GW.h generados. El parque eólico de Malabrigo se completaría en el lapso 2011-2015 con otros 30 MW, para alcanzar los 40,7 MW y una generación de 100,9 GW.h. La potencia instalada y la energía generada en los años de corte: 2005 – 2010 – 2015 se muestra en el Cuadro N° 36.

CUADRO N° 36 POTENCIA INSTALADA Y PRODUCCIÓN

ENERGÍA EÓLICA

PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS En el período 2001-2005 se incorporarían 17 centrales con una potencia de 5 660 kW y una generación de 12,4 GW.h. De esta manera en el año 2005 la Potencia Instalada sería de 17 229 kW, la generación de 37,75 GW.h y el número de centrales de 76. En el período 2006-2010 se construirían 19 centrales con una potencia de 1 792 kW, y una generación de 3,93 GW.h. Así en el año 2010 habría 95 centrales con una potencia de 19 021 kW y una generación de 41,7 GW.h. En el año 2015 el número de centrales alcanzaría a 98, la potencia a 19 170 kW y la generación a 42 GW.h. La población beneficiada en el período 2001 a 2015 llegaría a 99 150 personas. En el Cuadro N° 37, se muestra la Potencia Instalada y la Producción de las pequeñas Centrales Hidroeléctricas para los Escenarios I y II.

ESCENARIO I Y II 2 005 2 010 2 015

Paneles 38 957,0 48 957,0 52 707,0 Potencia (kW) 2 358,7 2 888,7 3 086,7 Energía (GW.h) 2,8 3,7 4,0

ESCENARIO I Y II 2 005 2 010 2 015

Potencia (kW) 700,0 10 700,0 40 700,0 Energía (GW.h) 1,7 26,5 100,9



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CUADRO N° 37 POTENCIA INSTALADA Y PRODUCCIÓN

PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

BIOMASA La Leña La Leña se consume esencialmente en los Sectores Residencial Urbano y Rural, Agropecuario e Industrial y como Consumo Intermedio se emplea en la fabricación de Carbón Vegetal. El Perú es un país privilegiado en recursos forestales y ocupa la segunda posición en América Latina de acuerdo a su superficie selvática. Las estimaciones más recientes datan de 1988 y pertenecen a la Dirección General Forestal y de Fauna, DGFF, que mencionaba un valor de 4 000 106 m3 de madera rolliza equivalente a 720 106 TEP de recurso potencial teórico y a un flujo máximo obtenible de 66 GTEP/año que equivaldría a 33 veces el consumo de Leña estimado en el Escenario II para el año 2015. Se estiman que los Contratos de Permisos Forestales de extracción emitidos entre 1988 y 1998 son aproximadamente 2,4 106 m3/año se habrían redeforestado unos 23,7 106 m3 sin contar las superficies reforestadas en igual lapso. Los Residuos Energéticos de la Biomasa De todos estos energéticos los únicos que se utilizan masivamente son el Bagazo de Caña en los Ingenios Azucareros y la Bosta. Existen proyectos piloto para emplear la cáscara de arroz en Tumbes y se ha aplicado en La Huaca (Paita) y en Sullana para su uso en Ladrilleras. Pero si bien a nivel local el efecto es interesante porque sustituye la quema nacional de Leña y evita la deforestación, a nivel nacional los valores energéticos son muy bajos y no se incluyen en los Balances. Los Residuos Agrícolas están constituidos por los restos de los cultivos y se producen después de la cosecha del producto. Los Residuos Pecuarios son las heces que los rebaños animales generan y en Perú se emplean tradicionalmente como Bosta. Los Residuos Agroindustriales, comprenden el Bagazo, Bagacillo, Cáscara de Arroz y residuos del aserradero de la madera. Los Residuos Urbanos están constituidos por la basura combustible que genera la población urbana de las grandes ciudades.

ESCENARIO I Y II 2 005 2 010 2 015

Ingreso a Centrales 76,0 95,0 98,0 Potencia (kW) 17 229,0 19 021,0 19 170,0 Generación (GW.h) 37,8 41,7 42,0



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Potencial Energético Agrícola Recuperable En el período 1995-1999 el Potencial Energético Agrícola Recuperable era de 53 103 TEP y en el período 2011-2015 llegaría a 113 103 TEP en el Escenario I y a 133 103 TEP en el Escenario II. Potencial Energético Pecuario Recuperable El Potencial Energético Pecuario pasa de 12 103 TEP para el período 1995-1999 a 16 103 TEP en el Escenario I y 17 103 TEP en el Escenario II para el período 2011-2015. Así el promedio de Producción Recuperable de Residuos Pecuarios en el período 2011-2015 para los Escenarios I y II llegaría 1 131 103 TEP y 1 225 103 TEP respectivamente. Se consumirán en el año 2015 256,5 103 TEP y 303,4 103 TEP de Bosta – Yareta en los Escenarios I y II respectivamente. De manera que los consumos de Bosta insumirían el 23,5% de la Producción Recuperable de Residuos Primarios del período 2011-2015 para ambos escenarios. Potencial Energético Recuperable de los Residuos Agroindustriales Se calcula para los Ingenios Azucareros, Molienda de Arroz y Aserraderos. El más importante y utilizado de estos Residuos es el Bagazo de la Caña de Azúcar, que se destina a la producción de vapor de proceso y generación de electricidad en los Ingenios Azucareros. El Bagazo que se utiliza en las centrales para el Vapor en Proceso pasa de 117 103 TEP en 1998 hasta 368 103 TEP en el año 2015 en el Escenario I y 347 103 TEP en el Escenario II. El Bagacillo contenido en la Caña de Azúcar se obtiene considerando que cada tonelada de Caña produce 0,0224 toneladas de Bagacillo con un Poder Calorífico de 1,15 TEP por tonelada de Bagacillo. Los Residuos Urbanos constituidos por la Basura Combustible. Una vez retirados los materiales reciclables (vidrios y metales por ejemplo) queda una proporción importante de residuos combustibles que podrían quemarse o destinarse a relleno sanitario. Se ha estimado, sobre la base de estudios del INTINTEC de mediados de la década de los 80’, un promedio de 0,7 kg/día de basura generada en Lima. En Base a la estimación de la población urbana en la Macro-Región Centro y considerando que Lima representará el 83% en el año 2000, el 82% en el año 2005, el 81% en el año 2010 y el 80% en el año 2015, se deduce la población de Lima en dichos años. Así para el promedio 2011-2015, los Escenarios I y II resultan 305 103 TEP y 292 103 TEP respectivamente dado que en el Escenario I es mayor la población de Lima que en el Escenario II.



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3.3. BALANZA COMERCIAL 3.3.1. PROYECCIONES DE LA BALANZA COMERCIAL DEL SECTOR ENERGÍA De acuerdo a la proyección de los precios internacionales de importación valores CIF y de los precios FOB supuestos para la exportación de los distintos productos, y de las cantidades proyectadas de importación y exportación de los diversos productos se obtiene que las proyecciones efectuadas implican que a corto plazo estas importaciones no sólo no podrán ser sustituidas, sino que se incrementaran para satisfacer la demanda creciente de derivados de petróleo. Las únicas importaciones que se sustituirían a partir del 2005 serían las de GLP a causa del aumento de la producción interna, lo que incluso permitirá su exportación. Sin embargo hacia el año 2010 y más aún hacia el 2015, las importaciones de crudo y de diesel comienzan a decrecer respecto al 2005, estas últimas con mayor intensidad en el Escenario II que en el Escenario I. El petróleo crudo representaría en cada caso entre el 67 y el 74% del total de las importaciones. En el caso del Escenario I las importaciones de Diesel continuarían representando el 21% en el año 2015, pero en el Escenario II bajarían al 14%. Las importaciones de Carbón mineral tendrían una importancia creciente en ambos escenarios pasando de representar del 3.7% en el año base a cerca del 7% en el año 2015 de ambos escenarios. Esto resulta principalmente del mayor consumo en el sector minero metalúrgico donde no es fácilmente sustituible y para generación eléctrica debido al aumento de la capacidad de la central de Ilo. En cuanto a las exportaciones las proyecciones efectuadas modifican el patrón previo debido a que, si bien continúan exportándose los excedentes de gasolina motor y petróleo industrial, la entrada de Camisea implica la exportación de líquidos del GN (GLP y naftas) en forma creciente. En este último caso el GLP pasa a representar 32.1% y las naftas el 13.4%, mientras que se reduce el peso de la gasolina motor y el petróleo industrial. En consecuencia el saldo de la balanza comercial continua siendo negativo en todos los años de corte en el Escenario I, aunque en forma decreciente, y solo se convierte en positivo en el año 2015 del Escenario II .Ver Gráfico N° 62 y N° 63.

GRÁFICO N° 62 BALANZA COMERCIAL DEL SECTOR ENERGÍA

ESCENARIO I

- 318,3

- 585,8

- 270,9

- 53,0

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

106 U

S$

IMPORTACIÓN 568,5 1 254,9 861,8 696,2

EXPORTACIÓN 250,3 669,1 590,9 643,3

SALDO - 318,3 - 585,8 - 270,9 - 53,0

1998 2005 2010 2015



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GRÁFICO N° 63 BALANZA COMERCIAL DEL SECTOR ENERGÍA

ESCENARIO II

3.3.2. BALANZA COMERCIAL DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS ESCENARIO I IMPORTACIONES Las proyecciones efectuadas implican que a corto plazo estas importaciones no sólo no podrán ser sustituidas, sino que se incrementaran para satisfacer la demanda creciente de derivados de petróleo. Las únicas importaciones que se sustituirían a partir del 2005 serían las de GLP a causa del aumento de la producción interna, lo que incluso permitirá su exportación. Sin embargo, hacia el año 2010 y más aún hacia el 2015, las importaciones de crudo y de diesel comienzan a decrecer respecto al 2005. Ver Cuadro N° 38.

CUADRO N° 38 IMPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS

106 US$

EXPORTACIONES La evolución de las exportaciones del sector energético peruano se hallaban compuestas en 1998 en un 43,5% por las de Petróleo Crudo, en un 46,1% por las de Petróleo Industrial, en un 8,6 % por las de Gasolinas y el restante 1,9% por exportaciones de Diesel. Se producía de este modo un intercambio en

ESCENARIO I 1998 2005 2010 2015

Diesel 118,5 265,9 158,6 150,7 Petróleo 403,2 980,4 648,2 478,0 Gas Licuado 19,0 0,0 0,0 0,0 Comb. Jet 0,0 0,6 0,5 0,5

TOTAL 540,7 1 246,9 807,3 629,2

- 318,3 - 490,6

- 134,7

260,0

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

106 U

S$

IMPORTACIÓN 568,5 1 364,7 1 114,0 806,6

EXPORTACIÓN 250,3 874,1 979,3 1 066,5

SALDO - 318,3 - 490,6 - 134,7 260,0

1998 2005 2010 2015



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productos que a su vez el Perú se hallaba importando de un modo bastante masivo (Ej: Crudo y Diesel) y fundamentalmente la exportación de excedentes de mercado como en el caso del Petróleo Industrial y las Gasolinas Motor. Las proyecciones para el Escenario I proponen a partir del 2005 una modificación sustantiva de las pautas del comercio exterior energético, tal como se puede apreciar en el Cuadro N° 39.

CUADRO N° 39 EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS

106 US$

SALDO DE LA BALANZA COMERCIAL DE PETRÓLEO Y DERIVADOS En el Escenario I el saldo en balanza comercial continuaría siendo negativo hasta el año 2010, básicamente a causa de las menores exportaciones. En el año 2015, esta situación se revierte pero en muy poca proporción, donde se registra un saldo positivo de 8,6 106 US$. Ver Gráfico N° 64.

GRÁFICO N° 64 BALANZA COMERCIAL PETROLEO CRUDO Y DERIVADOS

ESCENARIO I

ESCENARIO I 1998 2005 2010 2015

Diesel 5,5 0,0 0,0 0,0 Petróleo 125,1 0,0 0,0 0,0 Gas Licuado 0,0 112,1 117,2 157,2 Gasolina Motor 24,7 201,2 174,2 187,3 Naftas 0,0 69,0 68,7 91,9 Kerosene 0,0 0,4 0,4 0,6 Petróleo Industrial 132,7 280,7 224,2 200,8

TOTAL 288,0 663,4 584,7 637,8

- 252,7

- 583,5

- 222,6

8,6

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

106 U

S$

IMPORTACIÓN 540,7 1 246,9 807,3 629,2

EXPORTACIÓN 288,0 663,4 584,7 637,8

SALDO - 252,7 - 583,5 - 222,6 8,6

1998 2005 2010 2015



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ESCENARIO II IMPORTACIONES Similar al Escenario I, es este Escenario se sustituirían a partir del 2005 GLP a causa del aumento de la producción interna, lo que incluso permitirá su exportación en mayor escala. Sin embargo hacia el año 2010 y más aún hacia el 2015, las importaciones de crudo y de diesel comienzan a decrecer respecto al 2005. En este escenario la disminución de la importación de Diesel es mayor con respecto al Escenario I. Ver Cuadro N° 40

CUADRO N° 40 IMPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS

106 US$

EXPORTACIONES Se plantean un crecimiento de la exportación de Líquidos de Gas Natural representados por el GLP y las Naftas, mientras que se sigue con la exportación de los excedentes de gasolina motor y petróleo industrial, debido a que a pesar del proceso de sustituciones previsto, la demanda del mercado interno continuaría arrojando saldos exportables de ambos derivados. Ver Cuadro N° 41.

CUADRO N° 41 EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y DERIVADOS

106 US$

SALDO DE LA BALANZA COMERCIAL DE PETRÓLEO Y DERIVADOS El saldo en balanza comercial continuaría siendo negativo hasta el año 2010, básicamente a causa de las menores exportaciones frente a una demanda de importaciones que sería bastante inelástica respecto al total de requerimientos. En el año 2015, esta situación se revierte en mayor proporción con relación al Escenario I, en el Escenario II se registra un saldo positivo de 330,5 106 US$. Ver Gráfico N° 65.

ESCENARIO II 1998 2005 2010 2015

Diesel 118,5 286,5 224,1 116,0 Petróleo 403,2 1 061,7 835,3 606,3 Gas Licuado 19,0 0,0 0,0 0,0 Comb. Jet 0,0 0,7 0,0 0,4

TOTAL 540,7 1 348,9 1 059,4 722,7

ESCENARIO II 1998 2005 2010 2015

Diesel 5,5 0,0 0,0 0,0 Petróleo 125,1 0,0 0,0 0,0 Gas Licuado 0,0 195,3 273,7 338,2 Gasolina Motor 24,7 235,9 276,1 314,5 Naftas 0,0 115,7 153,6 197,8 Kerosene 0,0 0,4 0,0 0,4 Petróleo Industrial 132,7 304,6 252,2 202,3

TOTAL 288,0 851,9 955,6 1 053,2



Página 90

GRÁFICO N° 65 BALANZA COMERCIAL PETROLEO CRUDO Y DERIVADOS

ESCENARIO II

- 252,7

- 497,0

- 103,8

330,5

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

106 U

S$

IMPORTACIÓN 540,7 1 348,9 1 059,4 722,7

EXPORTACIÓN 288,0 851,9 955,6 1 053,2

SALDO - 252,7 - 497,0 - 103,8 330,5

1998 2005 2010 2015



Página 91

3.4. INVERSIONES 3.4.1. INVERSIONES CONSOLIDADAS DEL SECTOR ENERGÍA Las Inversiones totales acumuladas en el período 2001-2015 en US$ del año 2000 que incluyen las de Electricidad, Petróleo, Gas Natural, Gas Licuado de Petróleo, Carbón Mineral y Fuentes Renovables llegarían en el Escenario I a 22 851 millones de dólares y en el Escenario II a 27 789,93 millones de dólares. Ver Cuadro N° 44. En cuanto a la estructura por fuentes, el Petróleo absorbe entre el 58.2% y el 51.6% de las Inversiones Acumuladas, las de Electricidad oscilan entre el 26.7% y 29.8% según los Escenarios, las de Gas Natural y Gas Licuado entre el 14.9% y 18.7% y no llegan al 1% las de Carbón Mineral y Fuentes Renovables, según se aprecia en el Gráfico.N° 66.

GRÁFICO N° 66 INVERSIONES CONSOLIDADAS DEL SECTOR ENERGÍA

106 US$

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

Período 2001 - 2005

Período 2006 - 2010

Período 2011 - 2015

106 U

S $




Página 92

CUADRO N° 44

INVERSIONES CONSOLIDADAS DEL SECTOR ENERGÍA 106 US$

3.4.2. INVERSIONES EN ELECTRICIDAD Las inversiones acumuladas en el período 2001-2015, previstas para el sector eléctrico alcanzaron 6 098 millones US$ para el escenario I y 8 270 para el escenario II, tal como se muestra en el Cuadro N° 45.

CUADRO N° 45

INVERSIONES ACUMULADAS POR ESCENARIOS 106 US$

En cuanto a la estructura de participación por tipo de actividad, la generación representa el 44%, la transmisión el 11% y la distribución el 45% en el escenario I, mientras en el escenario II, la generación representa el 43%, la transmisión 18%, y la distribución 37%. En el Gráfico N° 69, se aprecia la evolución futura de las inversiones en sector eléctrico para ambos escenarios.

2001-2005 2006-2010 2011-2015 Total 2001-2005 2006-2010 2011-2015 TotalSEINGeneración 473 1 362 753 2 588 755 1 477 1 220 3 452Transmisión 62 67 42 171 79 251 648 978Interconexión 53 87 140Distribución 431 522 632 1 585 445 579 757 1 781Total SEIN 966 1 951 1 427 4 344 1 332 2 394 2 625 6 351AISLADOSGeneración 37 34 54 125 37 36 59 132Transmisión 129 111 259 499 132 114 281 527Distribución 251 263 616 1 130 255 271 735 1 261Total AISLADOS 417 408 929 1 754 424 421 1 074 1 919TOTAL 1 383 2 359 2 356 6 098 1 756 2 815 3 699 8 270

SISTEMAESCENARIO I ESCENARIO II

INVERSIONES 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2001-2015

ESCENARIO IElectricidad 1 383,0 2 359,0 2 356,0 6 098,0 Petróleo 1 861,0 5 834,0 5 610,0 13 305,0 Gas Natural 1 149,3 439,3 685,9 2 274,5 Gas Licuado de Petróleo 581,4 175,0 355,6 1 112,0 Carbón Mineral 0,2 0,2 0,6 1,0 Fuentes Nuevas y Renov. 19,4 18,2 23,2 60,8 TOTAL ESC. I 4 994,4 8 825,7 9 031,3 22 851,3 ESCENARIO IIElectricidad 1 756,0 2 815,0 3 699,0 8 270,0 Petróleo 1 921,6 6 094,0 6 321,0 14 336,7 Gas Natural 1 635,1 804,5 1 187,1 3 626,7 Gas Licuado de Petróleo 711,4 35,6 711,4 1 458,4 Carbón Mineral 0,2 0,2 0,6 1,0 Fuentes Nuevas y Renov. 28,5 35,2 33,5 97,1 TOTAL ESC. II 6 052,8 9 784,5 11 952,7 27 789,9



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GRÁFICO N° 67 INVERSIONES ACUMULADAS POR PERIODOS

106 US$

3.4.3. INVERSIONES EN HIDROCARBUROS Las inversiones requeridas para asegurar el abastecimiento de hidrocarburos en el período 2001–2015, según los escenarios I y II, son de US$ 16 692 y US$ 19 422 respectivamente. Ver Cuadro N° 46.

CUADRO N° 46 INVERSIONES TOTALES EN HIDROCARBUROS

106 US$

En el caso de Gas licuado, las inversiones indican los requerimientos de inversión para asegurar el abastecimiento del mercado interno y de Exportación. Debido a que el GLP se produce tanto en las Refinerías de Petróleo como en las Plantas de Tratamiento de Gas Natural, y las ampliaciones y acondicionamiento de las primeras se presentan dentro de las inversiones del Sector Petrolero, sólo se está considerando las Plantas de Tratamiento.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

Periodo2001-2005

Periodo2005-2010

Periodo2010-2015


2001-2005 2006-2010 2011-2015 TOTAL 2001-2005 2006-2010 2011-2015 TOTAL

GAS NATURALExploración 0 0 0 0 143 29 115 286 Desarrollo 392 65 168 624 632 114 249 995 Gasoductos y Ptas. de Comp. 675 269 433 1 376 749 479 616 1 844 Ramales a la Industria 10 36 70 116 21 61 150 231 Redes de distribución 73 70 16 158 90 122 58 270 Subtotal 1 149 439 686 2 275 1 635 805 1 187 3 627 GAS LICUADOPlantas de Tratamiento 320 175 320 815 450 0 450 900 Poliductos 261 0 36 297 261 36 261 558 Subtotal 581 175 356 1 112 711 36 711 1 458 PETRÓLEOExploración 484 1 700 2 462 4 645 498 1 773 2 725 4 996 Desarrollo 745 3 859 2 936 7 540 765 4 041 3 228 8 034 Oleoductos 392 0 0 392 392 0 0 392 Refinación 206 233 163 602 215 212 285 711 Comercialización 35 42 50 127 51 69 83 204 Subtotal 1 861 5 834 5 610 13 305 1 922 6 094 6 321 14 337

TOTAL 3 592 6 448 6 652 16 692 4 268 6 934 8 220 19 422

ESCENARIO I ESCENARIO IIFUENTE



Página 94

Las inversiones petroleras, también consideran las etapas de exploración y desarrollo, la ampliación del oleoducto nor-peruano (en el periodo 2001 – 2005), las inversiones de ampliación y modificación de las instalaciones refineras y en la etapa de comercialización, se consideran estaciones de servicio / grifos, modificaciones en el transporte de combustible para instalar facilidades de llenado y sistemas de recuperación de vapores. En el Cuadro N° 44, se aprecia que en el período 2001 – 2015, las actividades de desarrollo de petróleo demandan las mayores inversiones en hidrocarburos, representando el 45% del total en el escenario I y el 41% en el escenario II. Respecto a las fuentes de energía, el petróleo requiere de mayores inversiones, representando el 80% del total en el escenario I y 74% en el escenario II. En el Gráfico N° 68, se muestra las inversiones en Hidrocarburos por periodos y para ambos escenarios.

GRÁFICO N° 68

INVERSIONES TOTALES EN HIDROCARBUROS 106 US$

3.4.4. INVERSIONES EN CARBÓN MINERAL Las inversiones se estimaron en igual magnitud para ambos escenarios (Ver Cuadro N° 47), debido a que la producción de Carbón Mineral son 17 100 toneladas para el Escenario I y 24 300 toneladas para el Escenario II en el año 2015.

CUADRO N° 47 INVERSIONES EN CARBÓN MINERAL

106 US$

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

2001 - 2005 2006 - 2010 2011 - 2015

INV

ER

SIÓ

N (1

06 US

$)


ESCENARIO I Y II 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2001-2015

Carbón Mineral 0,207 0,220 0,602 1,029



Página 95

3.4.5. INVERSIÓN EN FUENTES NUEVAS Y RENOVABLES Se considerará las inversiones realizadas en Energía Solar; Energía Eólica y Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de menos de 500 kW. Las inversiones en Paneles Solares, Energía Eólica y el Pequeñas Centrales Hidroeléctricas son las mismas para ambos escenarios. ESCENARIO I Las Inversiones en este escenario se muestra en el Cuadro N° 48. Será necesario una inversión de 146,3 106 US$ en el Periodo 2001–2015. Las inversiones en Energía Eólica comienzan en el periodo 2006 – 2010, se tiene previsto la instalación de un parque eólico de 40 MW al final del periodo.

CUADRO N° 48 INVERSIONES EN FUENTES RENOVABLES

ESCENARIO I 106 US$

ESCENARIO II Las Inversiones en este escenario se muestra en el Cuadro N° 49. En este escenario será necesario una inversión de 182 106 US$ en el periodo 2001–2015. En este escenario hay mayor inversión en Termas solares con respecto al Escenario I.

CUADRO N° 49 INVERSIONES EN FUENTES RENOVABLES

ESCENARIO II 106 US$

ESCENARIO I 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2001-2015

Termas solares 19,4 18,2 23,2 60,8 Paneles fotovoltaicos 16,4 8,5 3,2 28,1 Aerogeneradores 0,0 9,5 27,0 36,5 Pequeñas centrales Hidro 10,3 9,1 1,4 20,9

TOTAL 46,2 45,3 54,8 146,3

ESCENARIO II 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2001-2015

Termas solares 28,5 35,2 33,5 97,1 Paneles fotovoltaicos 16,4 8,5 3,2 28,1 Aerogeneradores 0,0 9,5 27,0 36,5 Pequeñas centrales Hidro 10,3 9,1 1,4 20,9

TOTAL 55,2 62,3 65,1 182,6



Página 96

3.5. EMISIONES 3.5.1. EMISIONES GENERADAS POR LA DEMANDA DE ENERGÍA EN CO2 EQUIVALENTE Se estimaron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) basándose en los resultados de las proyecciones realizadas mediante la aplicación del modelo LEAP para los dos Escenarios definidos. Se han considerado los siguientes 6 gases: CO2 (dióxido de carbono), CH4 (metano), N2O (óxido nitroso), NOx (óxidos de nitrógeno), CO (monóxido de carbono) y COVDM (compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano). En el contexto de este análisis, las emisiones correspondientes a la Demanda Energética están compuestas por aquéllas provenientes de los siguientes sectores: Agropecuario e Ingenios, Cemento, Comercial, Servicios y Público, Construcciones, Industrias, Minero Metalúrgico, Pesquería, Residencial y Transporte. Las emisiones de todos los GEI crecen en 56% entre 1998 y 2015, a una tasa acumulativa de 2,7%. El CO2 es el principal GEI originado en los sectores de demanda. Ver Cuadro N° 50.

CUADRO N° 50 EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI EN CO2 EQUIVALENTE

(miles de toneladas de CO2 equivalente)

Los Sectores cuyas emisiones presentan mayores tasas de crecimiento son Agropecuario e Ingenios, Minero Metalúrgico, Comercial, Servicios y Público, Construcciones y Pesquería, mientras Transporte, Residencial, Industria y Cemento presentan tasas de crecimiento de sus emisiones menores que el conjunto. Para el Escenario I, el Sector cuya participación aumenta entre 1998 y 2015 es el Minero Metalúrgico de 9,6% a 12,6%, mientras que el Sector Residencial pierde participación de 15,1% a 13% y el sector transporte se mantiene entre 47,1% a 47%. En el Escenario II, las emisiones del conjunto de GEI analizadas aumentan 76% entre 1998 y 2015, a una tasa acumulativa de 3,4%. Este crecimiento implica una tasa acumulativa anual de 3,4% para el período. Al igual que en el otro escenario, las emisiones de CO2 representan en el año 2015 el 97% del total de las emisiones de GEI correspondientes a los sectores de demanda de energía. El sector cuyas emisiones presenta una mayor tasa de crecimiento es Agropecuario e Ingenios, cuyos niveles casi se triplican comparando 2015 con 1998. No obstante, con excepción de Transporte, Residencial, Industria y Cemento, cuyas emisiones crecen a tasas similares o menores que el conjunto, el resto de los sectores presenta tasas de incremento para sus emisiones que duplican largamente los niveles alcanzados en 1998.

2005 2010 2015Tasa (%)

1998 - 20152005 2010 2015

Tasa (%) 1998 - 2015

Agropecuario e Ingenios 249,8 347,2 452,8 546,7 4,7% 358,0 500,1 660,3 5,9% Cemento 1 570,3 1 358,2 1 567,4 1 666,1 0,3% 1 749,9 1 754,9 1 842,4 0,9% Comercial Servicios y Público 1 125,4 1 340,6 1 629,6 1 987,8 3,4% 1 427,0 1 825,6 2 309,2 4,3% Construcciones 161,1 160,6 209,5 282,2 3,4% 170,3 266,5 344,1 4,6% Industrias 2 030,7 2 440,9 2 631,2 3 168,1 2,7% 2 463,1 2 823,2 3 453,4 3,2% Minero Metalúrgico 2 052,1 2 930,5 3 637,9 4 210,1 4,3% 3 210,6 4 208,5 4 854,7 5,2% Pesquería 880,6 1 160,3 1 311,5 1 510,0 3,2% 1 267,3 1 492,2 1 920,6 4,7% Residencial 3 305,3 3 788,8 4 091,0 4 451,6 1,8% 3 909,7 4 216,3 4 583,4 1,9% Transporte 10 050,8 12 279,1 13 781,6 15 706,6 2,7% 13 060,0 15 041,9 17 848,8 3,4% TOTAL 21 426,1 25 806,2 29 312,5 33 529,2 2,7% 27 615,9 32 129,2 37 816,9 3,4%

ESCENARIO I ESCENARIO II SECTORES 1998



Página 97

El cambio de esta tendencia con respecto a los resultados del anterior escenario se deben a que en el Escenario II gran parte de la sustitución energética se hará no sólo con fuentes no renovables sino principalmente con electricidad. Los procesos de sustitución de estas características traen en principio asociados menores consumos de energía neta (por pasar de fuentes con menores eficiencias a otras superiores) y menores emisiones a nivel sectorial. Sin embargo, queda por analizar con que fuente energética se generará la mayor electricidad requerida, dado que se podría estar transfiriendo aguas arriba en la cadena energética el problema de las emisiones, dado que si dicha electricidad se produjera con fuentes no renovables las menores emisiones sectoriales podrían verse compensadas con mayores emisiones en la etapa de la oferta energética. El Escenario II resulta 12,4% más emisor que el Escenario I en el año horizonte, para un nivel de PBI que es 26,4% mayor, tomando en consideración la totalidad de las emisiones de GEI estimadas, debido principalmente al comportamiento de los sectores Transporte y Cemento. Este porcentaje es prácticamente igual al que surge de comparar exclusivamente las emisiones de CO2, lo que vuelve a mostrar el significativo papel que cumplen las emisiones de CO2 en el conjunto de emisiones de GEI de los sectores de demanda. Este resultado indica, por una parte, un menor nivel de emisión por unidad de PBI en el Escenario II que en el Escenario I, y se sugiere que el nivel de mitigación debería ser mayor en el Escenario II que en el Escenario I dado que un mayor nivel de ingresos debería poder generar más recursos destinados a mantener la calidad del aire en niveles más limpios. Ver Gráfico N° 69.

GRAFICO N° 69 EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI EN CO2 EQUIVALENTE

(miles de toneladas de CO2 equivalente)

En el cuadro N° 70 se aprecia la evolución de las emisiones de CO2 por unidad de PBI. En ambos escenarios se observa una disminución de las emisiones por unidad de PBI. Como se señaló anteriormente, en el escenario II la disminución en relación al PBI es mayor que en el escenario I

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

(103 C

O2

Equ

ival

ente

)




Página 98

GRAFICO N° 70

EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES ESPECÍFICAS ( t CO2 / 103 US$ PBI)

3.5.2. EMISIONES EN TÉRMINOS DE CO2, EQUIVALENTE GENERADAS POR EL DESARROLLO

DE LAS ACTIVIDDES ENERGÉTICAS A continuación se presentan las emisiones totales a nivel nacional de GEI, en términos de CO2 equivalente y su evolución en ambos escenarios. Ver Cuadro N° 51.

CUADRO N° 51 EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI EN CO2 EQUIVALENTE

PARTICIPACIÓN % - VALORES ABSOLUTOS 103 t

En cuanto a las emisiones generadas por la Oferta, en el año 1998 representaron el 19%. del total de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Para el año 2015 las emisiones de la Oferta representaron el 27% en el Escenario I, mientras que el Escenario II esta tendencia se intensifica, dado que la Oferta representará el 32% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

1998Escenario I

2015Escenario II

20151998

Escenario I 2015

Escenario II 2015

Carboneras 0,2% 0,1% 0,0% 12 7 6 Centrales Eléct. AP 22,0% 9,0% 8,2% 1 136 1 098 1 476 Centrales Eléct. SP 49,9% 59,5% 65,5% 2 578 7 278 11 788 Centrales Eléct. SP Aisladas 0,0% 2,9% 2,2% 0 359 400 Producción de Gas Natural 1,7% 7,1% 7,4% 86 864 1 327 Perdidas T&D Gas Distribuido 0,6% 2,1% 2,5% 29 260 458 Gas No Aprovechado 1,0% 0,8% 0,3% 50 100 61 Producción de Petróleo 0,3% 0,2% 0,1% 16 23 24 Consumo Propio 24,4% 18,3% 13,6% 1 258 2 235 2 448 TOTAL 100,0% 100,0% 100,0% 5 165 12 224 17 988

OFERTAPARTICIPACIÓN VALORES ABSOLUTOS

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

1998 2005 2010 2015

t CO

2 / 1

03 U

S$

PB

I




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4. ANEXOS

BALANCES DE ENERGÍA PROYECTADOS



Página 100

BALANCE ENERGÉTICO DEL PERÚ - AÑO 2005 ESCENARIO I (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta

BagazoPetróleoCrudo

GasNatural

Hidro-Energía

Solar Eólica Total E.P. CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel

OilPetróleoIndustrial

No Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

Total E.S.TOTAL

E.P.+ E.S.

PRODUCCION 8,6 1 949,8 261,4 438,2 4 435,0 7 793,1 1 937,8 64,9 0,3 16 889,1 16 889,1

IMPORTACION 465,0 5 454,0 5 919,0 161,3 2,1 1 070,7 1 234,0 7 153,0

VARIACION DE INVENTARIOS

OFERTA TOTAL 473,6 1 949,8 261,4 438,2 9 889,0 7 793,1 1 937,8 64,9 0,3 22 808,1 161,3 2,1 1 070,7 1 234,0 24 042,1

EXPORTACION -472,3 -991,7 -1,8 -2 085,2 -3 551,0 -3 551,0

REINYECCIÓN -3 491,9 -3 491,9 -3 491,9

NO APROVECHADA -1 169,0 -1 169,0 -0,4 -23,0 -23,4 -1 192,4

OFERTA INTERNA BRUTA 473,6 1 949,8 261,4 438,2 9 889,0 6 624,2 1 937,8 64,9 0,3 21 639,1 161,3 -472,3 -991,7 -1,8 2,1 1 070,7 -2 085,2 -0,4 -3 491,9 -23,0 -5 832,3 15 806,9

TOTAL TRANSFORMACION -180,2 -117,9 -61,2 -9 889,0 -6 624,2 -1 937,8 -2,4 -0,3 -18 812,9 -128,9 47,2 899,0 2 532,8 750,0 552,5 1 961,6 3 543,2 196,5 113,1 73,1 3 900,3 50,0 2 118,7 16 609,1 -2 203,8

COQUERIAS Y ALTOS HORNOS -44,8 -44,8 -128,9 113,1 50,0 34,2 -10,5

CARBONERAS -117,9 -117,9 47,2 47,2 -70,7

REFINERIAS -9 889,0 -9 889,0 261,1 1 780,0 750,0 552,5 2 265,1 3 615,1 196,5 73,1 9 493,5 -395,6

PLANTAS DE GAS -6 624,2 -6 624,2 637,9 752,7 4 988,4 6 379,1 -245,1

CENTRALES ELECTRICAS M.E -135,5 -1 918,3 -2 053,8 -22,3 -33,6 -1 065,0 1 984,3 863,4 -1 190,4

CENTRALES ELECTRICAS U.P -4,1 -2,4 -0,3 -6,7 -39,2 -38,3 27,4 -50,0 -56,8

CENTRALES ELECTRICAS A.P. -61,2 -15,4 -76,6 -242,1 -23,1 107,0 -158,2 -234,7

PERDIDAS (TRANSP. DIST. Y ALM.) -29,9 -261,4 -291,4 -291,4

AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,4 0,0 0,0 -0,4 -0,4

CONSUMO PROPIO NETO 3,3 30,5 54,0 154,8 72,7 213,7 28,4 557,5 557,5

CONSUMO TOTAL FINAL NETO 293,4 1 832,0 261,4 377,0 62,5 2 826,3 32,4 47,2 426,6 1 537,7 717,7 554,6 2 978,3 1 303,2 196,2 113,1 164,8 27,0 1 828,8 9 927,6 12 753,9

CONSUMO FINAL NO ENERG. NETO 211,0 211,0 196,2 113,1 309,3 520,3

CONSUMO FINAL ENERG. NETO 293,4 1 832,0 261,4 166,0 62,5 2 615,3 32,4 47,2 426,6 1 537,7 717,7 554,6 2 978,3 1 303,2 164,8 27,0 1 828,8 9 618,3 12 233,6

RESIDENCIAL 1 820,8 261,4 56,3 2 138,4 44,3 374,3 663,7 9,6 523,9 1 615,7 3 754,1

COMERCIAL Y SERVICIOS 6,2 6,2 2,9 34,2 0,3 21,7 17,9 7,4 4,6 114,3 203,2 209,4

PUBLICO 0,0 0,1 0,1 0,2 181,2 0,1 80,1 97,4 4,8 0,1 28,5 392,4 392,4

AGROPECUARIO E INGENIOS 0,2 2,9 166,0 169,1 0,1 22,4 0,1 40,5 28,7 55,7 147,4 316,6

INDUSTRIAS 0,5 8,2 8,6 12,8 7,1 137,0 453,3 89,6 27,0 486,2 1 213,0 1 221,6

CEMENTO 208,1 208,1 0,2 2,7 123,1 50,4 66,5 242,9 451,0

CONSTRUCCIONES 0,0 0,0 9,1 43,2 9,0 61,2 61,2

MINERO METALURGICO 81,2 81,2 32,4 0,3 3,0 29,5 309,5 429,2 0,4 495,2 1 299,3 1 380,5

PESQUERIA 3,5 3,5 0,2 0,7 2,5 154,4 196,4 6,4 45,2 405,8 409,2

TRANSPORTE 4,8 1 313,8 474,5 2 175,8 60,4 3,8 4,5 4 037,5 4 037,5

PRODUCCION ENERGIA SECUNDARIA 32,4 47,2 899,0 2 532,8 750,0 552,5 2 265,1 3 615,1 196,5 113,1 73,1 4 988,4 50,0 2 118,7 18 233,9

Energía Primaria Energía Secundaria

OFERTA

CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM

Balance Energético del PerúAño 2005



Página 101

BALANCE ENERGÉTICO DEL PERÚ - AÑO 2010 ESCENARIO I (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta


GasNatural

HidroEnergía

Solar Eólica Total E.P. CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel


No Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

TotalE.S.

TOTALE.P.+ E.S.

PRODUCCION 10,5 1 991,6 260,7 566,9 6 360,9 8 896,7 2 454,2 76,3 4,2 20 622,0 20 622,0

IMPORTACION 716,0 4 212,0 4 928,0 190,0 1,9 760,9 952,8 5 880,8


OFERTA TOTAL 726,5 1 991,6 260,7 566,9 10 572,9 8 896,7 2 454,2 76,3 4,2 25 550,0 190,0 1,9 760,9 952,8 26 502,8

EXPORTACION -576,9 -1 047,9 -1,8 -1 945,5 -3 572,1 -3 572,1

REINYECCIÓN -3 919,4 -3 919,4 -3 919,4

NO APROVECHADA -889,7 -889,7 -0,2 -26,2 -26,4 -916,1

OFERTA INTERNA BRUTA 726,5 1 991,6 260,7 566,9 10 572,9 8 007,1 2 454,2 76,3 4,2 24 660,4 190,0 -576,9 -1 047,9 -1,8 1,9 760,9 -1 945,5 -0,2 -3 919,4 -26,2 -6 565,1 18 095,3

TOTAL TRANSFORMACION -372,0 -94,1 -76,2 -10 572,9 -8 007,1 -2 454,2 -3,2 -4,2 -21 583,9 -151,9 37,7 1 018,8 2 785,8 805,9 643,5 2 596,8 3 470,8 224,1 133,3 86,3 4 788,3 58,9 2 639,8 19 138,1 -2 445,8


CARBONERAS -94,1 -94,1 37,7 37,7 -56,5

REFINERIAS -10 572,9 -10 572,9 247,7 1 875,9 805,9 643,5 2 885,3 3 510,3 224,1 86,3 10 279,0 -293,9

PLANTAS DE GAS -8 007,1 -8 007,1 771,1 909,9 6 029,9 7 710,8 -296,3

CENTRALES ELECTRICAS M.E -319,3 -2 436,7 -2 756,0 -4,7 -2,9 -1 182,4 2 495,9 1 305,9 -1 450,0




AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2 0,0 0,0 -0,2 -0,2





RESIDENCIAL 1 886,8 260,7 65,7 2 213,2 37,0 398,6 708,6 43,4 626,5 1 814,1 4 027,3


PUBLICO 0,0 0,1 0,1 0,1 222,9 0,1 98,5 119,8 5,1 1,4 34,8 482,8 482,8


INDUSTRIAS 0,6 6,9 7,5 9,4 8,8 65,1 401,8 313,3 32,7 602,8 1 433,9 1 441,4

CEMENTO 229,2 229,2 0,3 3,5 106,8 125,0 90,8 326,4 555,6

CONSTRUCCIONES 0,0 0,0 11,8 56,3 11,7 79,8 79,8


PESQUERIA 4,2 4,2 0,2 0,9 3,1 162,7 217,9 27,8 54,5 467,0 471,1

TRANSPORTE 4,3 1 457,6 546,9 2 415,6 71,3 32,3 9,3 4 537,1 4 537,1

PRODUCCION ENERGIA SECUNDARIA 38,1 37,7 1 018,8 2 785,8 805,9 643,5 2 885,3 3 510,3 224,1 133,3 86,3 6 029,9 58,9 2 639,8 20 897,6


OFERTA

CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM




Página 102

BALANCE ENERGÉTICO DEL PERÚ - AÑO 2015

ESCENARIO I (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta


GasNatural

HidroEnergía

Solar EólicaTotalE.P.

CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel

OilPetróleo

IndustrialNo Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

TotalE.S.

TOTALE.P.+ E.S.

PRODUCCION 11,6 2 065,8 256,5 745,1 8 231,0 11 730,2 2 495,9 90,4 16,1 25 642,6 25 642,6

IMPORTACION 820,0 3 529,0 4 349,0 227,2 2,6 805,3 0,1 1 035,2 5 384,2


OFERTA TOTAL 831,6 2 065,8 256,5 745,1 11 760,0 11 730,2 2 495,9 90,4 16,1 29 991,6 227,2 2,6 805,3 0,1 1 035,2 31 026,8

EXPORTACION -879,1 -1 383,8 -3,2 -1 980,0 -4 246,1 -4 246,1

REINYECCIÓN -4 615,6 -4 615,6 -4 615,6

NO APROVECHADA -586,5 -586,5 0,1 -30,6 -30,5 -617,0

OFERTA INTERNA BRUTA 831,6 2 065,8 256,5 745,1 11 760,0 11 143,7 2 495,9 90,4 16,1 29 405,1 227,2 -879,1 -1 383,8 -3,2 2,6 805,3 -1 980,0 0,1 0,1 -4 615,6 -30,6 -7 857,0 21 548,1



CARBONERAS -81,4 -81,4 32,6 32,6 -48,8

REFINERIAS -11 760,0 -11 760,0 272,7 2 100,0 878,7 749,3 3 340,7 3 742,9 255,5 116,9 11 456,6 -303,4

PLANTAS DE GAS -11 143,7 -11 143,7 1 073,1 1 266,3 8 391,9 10 731,4 -412,3





AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0





RESIDENCIAL 1 974,8 256,5 78,0 2 309,3 31,9 433,5 761,9 76,4 757,0 2 060,6 4 369,9


PUBLICO 0,1 0,1 0,1 275,0 0,2 121,5 147,8 5,2 3,2 42,2 595,3 595,4


INDUSTRIAS 0,8 5,0 5,8 6,2 11,0 78,3 484,8 379,4 39,8 750,8 1 750,2 1 756,1

CEMENTO 183,2 183,2 0,5 4,4 57,8 311,0 124,2 497,9 681,1

CONSTRUCCIONES 0,1 0,1 15,9 75,8 15,8 107,5 107,5


PESQUERIA 4,9 4,9 0,2 1,0 3,7 182,9 247,3 42,5 64,9 542,4 547,3

TRANSPORTE 4,1 1 637,0 630,3 2 738,4 84,1 67,4 9,9 5 171,1 5 171,1



OFERTA

CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM




Página 103


ESCENARIO II (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta

BagazoPetróleo

CrudoGas

NaturalHidro

EnergíaSolar Eólica

TotalE.P.

CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel


No Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

TotalE.S.

TOTALE.P.+ E.S.

PRODUCCION 9,2 2 042,6 283,1 475,2 4 456,9 11 867,8 2 008,7 70,2 0,3 21 213,8 21 213,8

IMPORTACION 556,0 5 807,0 6 363,0 183,8 2,6 1 133,9 0,3 1 320,5 7 683,5


OFERTA TOTAL 565,2 2 042,6 283,1 475,2 10 263,9 11 867,8 2 008,7 70,2 0,3 27 576,8 183,8 2,6 1 133,9 0,3 1 320,5 28 897,4

EXPORTACION -808,8 -1 291,0 -1,7 -2 224,7 -45,2 -4 371,4 -4 371,4

REINYECCIÓN -5 317,7 -5 317,7 -5 317,7

NO APROVECHADA -1 780,2 -1 780,2 0,0 -27,8 -27,9 -1 808,0

OFERTA INTERNA BRUTA 565,2 2 042,6 283,1 475,2 10 263,9 10 087,6 2 008,7 70,2 0,3 25 796,7 183,8 -808,8 -1 291,0 -1,7 2,6 1 133,9 -2 224,7 0,3 0,0 -5 317,7 -27,8 -45,2 -8 396,4 17 400,3



CARBONERAS -120,7 -120,7 48,3 48,3 -72,4

REFINERIAS -10 263,9 -10 263,9 267,1 1 834,9 768,6 619,8 2 266,5 3 805,8 206,0 85,7 9 854,4 -409,5

PLANTAS DE GAS -10 087,6 -10 087,6 971,4 1 146,3 7 596,7 9 714,4 -373,2





AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0





RESIDENCIAL 1 910,2 283,1 61,2 2 254,5 46,7 382,7 679,6 13,7 575,8 1 698,5 3 953,0


PUBLICO 0,1 0,1 0,2 193,7 0,1 85,6 104,1 5,0 0,1 30,3 419,2 419,2


INDUSTRIAS 0,5 8,8 9,3 9,5 7,8 68,4 475,5 152,6 29,1 525,9 1 268,8 1 278,1

CEMENTO 280,1 280,1 0,4 3,8 104,3 119,1 94,8 322,4 602,5

CONSTRUCCIONES 0,0 0,0 9,6 45,8 9,5 64,9 64,9


PESQUERIA 4,0 4,0 0,2 0,8 2,8 167,8 214,3 8,0 50,6 444,5 448,4

TRANSPORTE 3,4 1 447,7 536,9 2 230,3 66,4 8,9 4,5 4 298,0 4 298,0



OFERTA

CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM




Página 104


ESCENARIO II (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta


GasNatural

HidroEnergía


CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel

OilPetróleo

IndustrialNo Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

TotalE.S.

TOTALE.P.+ E.S.

PRODUCCION 12,8 2 073,6 291,0 734,7 6 545,6 13 799,0 2 494,1 91,4 4,2 26 046,3 26 046,3

IMPORTACION 807,0 4 377,0 5 184,0 241,0 7,1 878,1 0,6 1 126,9 6 310,9


OFERTA TOTAL 819,8 2 073,6 291,0 734,7 10 922,6 13 799,0 2 494,1 91,4 4,2 31 230,3 241,0 7,1 878,1 0,6 1 126,9 32 357,2

EXPORTACION -1 086,2 -1 521,1 -6,6 -1 764,6 -45,1 -4 423,5 -4 423,5

REINYECCIÓN -5 736,1 -5 736,1 -5 736,1

NO APROVECHADA -1 103,9 -1 103,9 -0,2 -32,9 -33,1 -1 137,0

OFERTA INTERNA BRUTA 819,8 2 073,6 291,0 734,7 10 922,6 12 695,1 2 494,1 91,4 4,2 30 126,4 241,0 -1 086,2 -1 521,1 7,1 -6,6 878,1 -1 764,6 0,6 -0,2 -5 736,1 -32,9 -45,1 -9 065,9 21 060,5



CARBONERAS -78,3 -78,3 31,3 31,3 -47,0

REFINERIAS -10 922,6 -10 922,6 282,6 2 063,7 789,5 794,8 2 989,7 3 314,6 243,4 104,8 10 582,9 -339,7

PLANTAS DE GAS -12 695,1 -12 695,1 1 222,5 1 442,6 9 560,2 12 225,3 -469,7





AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


CONSUMO TOTAL FINAL NETO 375,5 1 995,3 291,0 638,8 88,2 3 388,7 48,3 31,3 418,9 1 980,8 752,1 788,2 3 469,1 1 291,6 244,0 169,1 1 042,7 41,8 2 645,6 12 923,6 16 312,3


CONSUMO FINAL ENERG. NETO 375,5 1 995,3 291,0 259,8 88,2 3 009,7 48,3 31,3 418,9 1 980,8 752,1 788,2 3 469,1 1 291,6 1 042,7 41,8 2 645,6 12 510,5 15 520,2

RESIDENCIAL 1 983,9 291,0 79,7 2 354,6 31,2 384,5 699,2 105,7 722,4 1 942,9 4 297,6


PUBLICO 0,1 0,1 0,2 254,5 0,1 112,4 136,8 5,2 2,2 39,3 550,7 550,8


INDUSTRIAS 0,7 7,7 8,4 6,6 10,6 63,9 338,1 445,7 41,8 706,4 1 613,1 1 621,5

CEMENTO 221,6 221,6 0,5 4,7 59,6 280,7 128,7 474,1 695,7

CONSTRUCCIONES 0,1 0,1 15,0 71,6 14,9 101,5 101,5


PESQUERIA 5,0 5,0 0,2 1,0 3,6 181,9 246,7 37,0 64,1 534,4 539,4

TRANSPORTE 5,4 1 665,0 675,8 2 466,4 83,8 53,6 9,3 4 959,2 4 959,2



OFERTA

CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM




Página 105

Balance Energético del Perú - Año 2015

Escenario II (103 TEP)

CarbónMineral

LeñaBostaYareta


GasNatural

HidroEnergía


CoqueCarbónVegetal

GLPGasolina

MotorKero-sene

JetDiesel


No Energ.Petr.y Gas

No Energ.Coque

GasRefinería

GasDistribuido

GasIndustrial

Electri-cidad

TotalE.S.

TOTAL E.P.+ E.S.

PRODUCCION 17,3 2 181,6 303,4 1 023,8 8 874,9 18 006,4 2 507,3 111,6 16,1 33 042,2 33 042,2

IMPORTACION 906,0 3 788,0 4 694,0 320,3 1,6 524,5 846,5 5 540,5


OFERTA TOTAL 923,3 2 181,6 303,4 1 023,8 12 662,9 18 006,4 2 507,3 111,6 16,1 37 736,2 320,3 1,6 524,5 846,5 38 582,7

EXPORTACION -1 600,3 -2 176,5 -1,8 -1 687,5 -5 466,1 -5 466,1

REINYECCIÓN -6 644,4 -6 644,4 -6 644,4

NO APROVECHADA -360,1 -360,1 0,4 -49,8 -49,4 -409,6

OFERTA INTERNA BRUTA 923,3 2 181,6 303,4 1 023,8 12 662,9 17 646,2 2 507,3 111,6 16,1 37 376,1 320,3 -1 600,3 -2 176,5 -1,8 1,6 524,5 -1 687,5 0,4 -6 644,4 -49,8 -11 313,5 26 062,6



CARBONERAS -65,4 -65,4 26,2 26,2 -39,2

REFINERIAS -12 662,9 -12 662,9 326,5 2 522,5 852,0 992,9 4 044,7 3 212,5 289,4 124,9 12 365,4 -297,6

PLANTAS DE GAS -17 646,2 -17 646,2 1 699,3 2 005,2 13 288,8 16 993,3 -652,9

CENTRALES ELECTRICAS M.E -436,5 -2 484,7 -2 921,2 -20,0 -37,4 -4 195,0 3 774,9 -477,5 -3 398,7




AJUSTES 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,6 0,0 0,0 -0,7 -0,6


CONSUMO TOTAL FINAL NETO 397,9 2 116,2 303,4 896,4 108,2 3 822,0 64,3 26,2 425,5 2 345,4 800,5 994,6 4 035,9 1 219,9 288,7 224,7 1 871,0 49,5 3 390,7 15 736,8 19 558,8

CONSUMO FINAL NO ENERG. NETO 549,0 549,0 288,7 224,7 513,4 1 062,4

CONSUMO FINAL ENERG. NETO 397,9 2 116,2 303,4 347,4 108,2 3 273,0 64,3 26,2 425,5 2 345,4 800,5 994,6 4 035,9 1 219,9 1 871,0 49,5 3 390,7 15 223,4 18 496,4

RESIDENCIAL 2 105,0 303,4 97,1 2 505,4 26,1 394,5 737,7 180,7 924,1 2 263,1 4 768,5


PUBLICO 0,1 0,1 0,2 325,9 0,2 143,9 175,2 4,5 5,8 50,1 705,8 705,9


INDUSTRIAS 1,2 6,3 0,0 7,5 4,5 14,7 87,3 322,7 667,0 49,5 942,3 2 088,0 2 095,5

CEMENTO 154,7 154,7 0,8 6,1 46,4 447,2 178,0 678,5 833,1

CONSTRUCCIONES 0,1 0,1 19,4 92,5 19,2 131,0 131,1

MINERO METALURGICO 235,6 235,6 64,3 5,1 45,9 495,8 370,8 305,0 886,2 2 173,0 2 408,6

PESQUERIA 6,2 6,2 0,2 1,3 5,2 231,0 293,3 84,9 84,4 700,3 706,5

TRANSPORTE 8,7 1 939,2 850,6 2 861,4 105,9 110,8 9,9 5 886,5 5 886,5



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CONSUMO FINAL NETO

CENTROS DE

TRANSFORM


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