Apuntes para el
Plan Energéti co
Nacional
Electricidad e Hidrocarburos
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
Publicación elaborada por la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN y editada por Teps Group S.A.C. según CLS OSINGERMIN-GART-032-2008.
Por la GART
Gerente Adjunto GART: Víctor Ormeño Salcedo
Gerente de División de Gas Natural: Luis Espinoza Quiñones
Asesor Técnico GART: Carlos Palacios Olivera
Especialistas: Daniel Hokama Kuwae
Virginia Barreda Grados Por Teps Group
Editor Responsable: Pedro Hugo Morote
Asistente de Edición: Gladis Espinoza Cerna
Diseñador: Pablo Quispe Sánchez
Edición OSINERGMIN
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GART División de Gas Natural
Av. Canadá 1460 – San Borja – Lima 14
Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491 Copyright © OSINERGMIN-GART 2008
La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siem-pre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART. ISBN: ……….
Presentación
El ‘Plan Referencial de Energía al 2015’, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas sobre la base del estudio integral de energía, es un documento que muestra la situación del sector energía y las proyecciones de la demanda, la oferta, las inversiones y la balanza comercial para un planeamiento que tiene como horizonte el año 2015. Dada la dinámica del sector, el Plan se enriquece y perfecciona para afrontar los cambios y variables del mercado energético en el lago plazo.
OSINERGMIN, por su parte, como organismo regulador de los servicios públicos de electricidad y gas natural, intervine en forma permanente en el desarrollo de las Políticas de Estado del sec-tor con propuestas e iniciativas que buscan asegurar la disponibilidad de energía para asegurar el desenvolvimiento socio-económico del país. De ahí que dentro de este accionar institucional se inscriba la elaboración y publicación del documento ‘Apuntes para el Plan Energético Nacio-nal’ elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART, y que contiene aportes puntuales del organismo regulador susceptibles de ser recogidos por el Plan Referencial de Energía al 2015’. El alcance de estas contribuciones son descritas en el presente documento según el siguiente plan editorial:
El primer capítulo analiza el panorama del mercado energético internacional y nacional, y se pre-sentan la producción, demanda, venta así como el estado de las reservas energéticas del país. El segundo capítulo hace una breve descripción de la política que se sigue en el país en el campo de la energía y de la matriz energética actual, donde se contextualiza la realidad del Perú con el escenario global y regional, asimismo presenta un análisis de la balanza comercial de hidrocar-buros, del sector eléctrico y del gas natural.
El tercer capítulo presenta la problemática del sector eléctrico, en donde se explica y analiza la “cri-sis de precios” que experimenta el sector eléctrico y la relación que tiene en ella el gas natural.
En el cuarto capítulo se presentan las propuestas y proyecciones realizadas por OSINERGMIN como un aporte para solucionar la problemática del Perú en cuanto sus futuros requerimientos de energía, y, asimismo, apoyar en la construcción de las bases para la elaboración de una Po-lítica Energética de Estado, fundamentada en la aceptación de la volatilidad de los recursos, y en la necesidad del país de buscar nuevas fuentes de energía así como desarrollar aquellas que abundan, como la hidráulica, que en un corto o largo plazo pueden ayudar a enfrentar eventua-les crisis de energía.
Índice
Presentación ... 3
Introducción ... 5
Capítulo I: Panorama del mercado energético nacional ... 19
1.Producción ... 20 1.1. Electricidad ... 20 1.2.Gas Natural ... 22 1.3.Petróleo ... 25 1.4.Hidrocarburos Líquidos ... 25 1.5.Carbón ... 27 2.Demanda ... 28 2.1.Electricidad ... 28 2.2.Hidrocarburos Líquidos ... 28 3.Venta ... 30 3.1.Electricidad ... 30 3.2.Gas Natural ... 30 3.3.Petróleo ... 31 4.Reservas ... 32 4.1.Gas Natural ... 32 4.2.Petróleo ... 33 4.3.Hidrocarburos Líquidos ... 34 5.Sectores de consumo ... 34 6.Conclusiones... 35 Capítulo II: Política y matriz energética ... 37
1.Escenario global y regional ... 38
1.1.Energía y economía ... 43
1.2.Futuro energético ... 45
2.Escenario Local ... 46
2.1.La Balanza Comercial de Hidrocarburos ... 55
2.2.El sector eléctrico ... 56
2.3.Proyecto Camisea como instrumento de política energética ...59
2.4.La política energética actual ... 63
3.Conclusiones... 68
Capítulo III: Problemática Eléctrica ... 69
1.Problemática del sector ... 72
1.1.Regulación del Sistema eléctrico peruano ... 73
2.Sistema energético actual ... 75
2.1.Garantía por LGN ... 78
2.2.Garantía por Diesel ... 83
3.Alternativa para incrementar la seguridad del Sistema energético actual ...85
4.Seguridad del Sistema energético futuro ... 86
5.Valor de la electricidad ... 88
6.Situación del sector energético ... 91
7.Conclusiones... 94
Capítulo IV: Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctrica del Perú ... 97
1.Costos de producción de electricidad ... 98
1.1.Costos Fijos ... 98
1.2.Costos Variables ... 99
1.3.Costos Totales ... 99
1.4.Costos Totales expresados por unidades de energía ... 101
1.5.Pago por potencia y energía ... 102
1.6.Ingreso adicional por reducción de CO2... 103
1.7.Costos medios con reducción de CO2 ... 104
1.8.Efecto del transporte de gas natural en el costo de la unidad... 106
2.Conclusiones... 108
Capítulo V: Propuestas y Proyecciones ... 109
1.Propuestas para resolver el problema en el sector eléctrico ... 111
1.1.Control de la reserva ... 111
1.2.Precio mínimo para la Tarifa en Barra ... 111
1.3.Incentivos a la generación distribuida ... 111
1.4.Costo fijo por el transporte de gas natural ... 112
1.5.Reserva de gas natural cerca de las centrales eléctricas ... 112
1.6.Seguro de compras de energía en el spot ... 113
1.7.Pago de la capacidad de generación eléctrica ... 113
2.Revisión del pasado ... 113
2.1.Conclusión de la revisión ... 114
3.1.Caso 1: Sin nueva generación ... 115
3.2.Caso 2: Con nueva generación ... 118
4.Expansión del sector eléctrico y gas natural en el Perú... 121
4.1.Análisis ... 121
4.2.Competencia en el transporte de energía ... 126
4.2.1.Transporte : Camisea-Ilo (Opción sierra) ... 126
4.2.2.Transporte: Camisea-Ilo (Opción costa) ... 127
4.2.3.Transporte: Lima-Chimbote (Opción costa) ... 128
4.2.4.Resumen de tarifas de transporte por gasoductos ... 129
4.3.Competencia térmico hidráulico ... 130
5.Proyecciones del sector energético ... 135
6.Conclusiones... 141
Capítulo VI: Recomendaciones ... 143
Anexos ... 145
Anexo 1: Transporte actual de energía en el país (electroductos y gasoductos) ... 146
Anexo 2: Transporte futuro de energía en el país (electroductos y gasoductos) ... 147
Anexo 3: Potencial disponible de energía geotérmica ... 148
Anexo 4: Potencial disponible de energía eólica ... 149
Anexo 5: Potencial disponible de energía solar ... 150
La economía peruana evoluciona positivamente desde el 2003. El Producto Bruto Interno (PBI) nacional creció en 8,99% en 2007, lo que representa el mayor crecimiento registrado desde 1994, en el que la variación del PBI fue 12,8% respecto al año anterior. Al finalizar el año 2007, el PBI ascendió a 335,730 millones de Nuevos Soles. El Gráfico Nº 1.1 presenta las variaciones anuales del PBI desde el año 1992.
Gráfico Nº 1.1
Producto Bruto interno: 1992 - 2007 (Variación % anual)
Fuente: INEI
Capítulo I
Panorama del mercado
energético nacional
El crecimiento del PBI tiene una estrecha relación con la positiva evolución de todos los sectores económicos, entre los cuales debe señalarse al sector energía sin cuya contribución es impo-sible explicar el desempeño de la economía nacional en el pasado reciente y su sostenibilidad futura.
El sector energía comprende los subsectores de electricidad, hidrocarburos, carbón y energías renovables, respecto a los cuales se hace en este capítulo una rápida exposición de los aspectos más relevantes del comportamiento de la producción, demanda, ventas, reservas y otros aspec-tos de los subsectores indicados. La significación de cada uno de los subsectores se refleja en el Gráfico Nº 1.2 que muestra la importancia de la participación cada uno de ellos en el conjunto del sector energía, según el último Balance de Energía publicado por el Ministerio de Energía y Minas.
Gráfico Nº 1.2
Estructura del consumo final de energía por fuentes
Fuente: Balance Nacional de Energía
1. Producción
1.1. Electricidad
La producción total de electricidad en 2007 fue de 28 133 GW.h, mientras que en 2006 fue de 25 603 GW.h, y en el 2005 se produjo en total 23 812 GW.h.
En tanto, la producción mensual del mercado eléctrico en junio del año 2008 fue 2 529 GW.h, cifra superior en 10,3%, 22,4%, 31,7%, 37,8% y 44,8% respecto a la producción del mismo mes de los años 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.3.
Las empresas generadoras que han contribuido en mayor grado a la producción de energía eléctrica a nivel nacional fueron Edegel con 25,8%, Electroperú con el 21,4%, Enersur con 15,2%, Egenor con 6,2%, Termoselva con 4,4%, Kallpa con 3,5%, Electroandes con 3,0%, Egasa con 2,7%, EEPSA con 2,5%, Egemsa con 2,4%, San Gabán con 1,7% y Cahua con 1,4%; mientras que las demás representan el 9,8% restante, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.1.
Gráfico Nº 1.3
Producción mensual de energía eléctrica 2003 - 2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Cuadro Nº 1.1
Producción de energía eléctrica por empresas - junio 2008
En tanto, la producción del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representa el 98,0% de la producción del país, mientras que el 2,0% restante se realiza en los Sistemas Aislados, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.4.
Gráfico Nº 1.4
Producción de energía eléctrica por sistema
Fuente: MInisterio de Energía y Minas
1.2. Gas Natural
En junio de 2008, la producción nacional de gas natural alcanzó 369,1 millones de pies cúbicos diarios. Esto representó un incremento en 32,91% con respecto a junio de 2007, cuando la producción fue de 277,7 millones de pies cúbicos diarios. Asimismo, en compa-ración con mayo del año 2008 la producción de gas natural ha crecido en 8,95%, producto de la mayor demanda de las centrales de generación eléctrica. Como se muestra en el Gráfico Nº 1.4, Pluspetrol Perú Corporation S.A. fue el mayor productor de gas natural con 8 504 millones de pies cúbicos durante el mes de junio (283,5 millones de pies cúbicos diarios), registrando un incremento de 10,32% con respecto a mayo de 2008. Con este volumen de producción, Pluspetrol Perú Corporation S.A. se mantuvo como el principal productor de gas natural con una participación del 76,8% del total nacional.
Gráfico Nº 1.5 Participación en la producción
de gas natural a junio 2008
Aguaytía Energy del Perú S.A, operador del lote 31-C, es el segundo productor a nivel nacional con 1 370 millones de pies cúbicos durante junio (45,6 millones de pies cúbicos diarios) representando el 12,4% de la producción nacional. Le siguen Petro Tech Peruana S.A., (operador del Lote Z-2B) que produjo 489,7 millones de pies cúbicos durante el mes (16,3 millones de pies cúbicos diarios), con una participación del 4,4% en la producción nacional, y Petrobras Energía Perú S.A., (operador del Lote X) que produjo 355 millones de pies cúbicos en dicho mes, con una participación de 3,2%.
Finalmente, la producción acumulada en el país en los primeros seis meses del 2008 fue de 53 742 millones de pies cúbicos, cantidad superior en 38,4% a la registrada durante el mismo período del 2007. Asimismo, en comparación con el año 2004, año que entró en operación el proyecto Camisea, la producción de gas natural se ha incrementado en 383%, es decir, la producción acumulada de enero a junio de 2008 es 4,8 veces la producción que se obtuvo entre enero y junio del año 2004 (Ver Gráfico Nº 1.6).
Gráfico Nº 1,6
Producción acumulada de gas natural Enero - Junio 2001 - 2008 (Millones de Piés Cúbicos)
Fuente: Perupetro
En tanto, en el año 2007, la producción reportada por las empresas productoras de gas natural fue de 17,8 millones de m3/día, cifra superior en 101% a lo producido en el
2006. Este incremento estuvo liderado por la producción de gas natural proveniente de la empresa Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y. Petro Tech Peruana S.A.
Cuadro Nº 1.2 Producción de gas natural
Fuente: Propia
M m3 /día = Miles de metros cúbicos por día calendario.
La producción de gas natural por empresa en 2007 se muestra en el Gráfico Nº 1.7.
Gráfico Nº 1.7
Producción de gas natural por empresa 2007
Fuente: Propia
En el primer semestre del año 2008, la producción fiscalizada de gas natural ha alcanzado los 52 942 millones de pies cúbicos1.
1Fuente: INEI.
1.3. Petróleo
La producción fiscalizada nacional de petróleo, en el año 2005 alcanzó los 40 622 578 barriles. En el 2006, ascendió a los 42 187 082 barriles, y en 2007 alcanzó los 41 562 211 barriles de petróleo.
En el primer semestre del año 2008, la producción acumulada de petróleo asciende a 13 499 762 barriles. Tan sólo en el mes de junio de 2008, la producción fiscalizada de petróleo ascendió a los 2 251 954 barriles, monto que fue distribuido porcentualmente entre: Petrobras (Lote X) 18,9%; Petro Tech (Lote Z-2B) 13,8%; Pluspetrol (Lote 8) 20,4%; Pluspetrol (Lote 1-AB) 31,2%; y otros el 15,8%, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.8.
Gráfico Nº 1.8 Distribución porcentual de
petróleo a junio 2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
1.4. Hidrocarburos Líquidos
En junio de 2008, la producción nacional de hidrocarburos líquidos alcanzó los 6 542,51 miles de barriles (218,08 miles de barriles por día). El 40,1% de la producción nacional de derivados de petróleo corresponde a la Refinería La Pampilla (Repsol y Asociados); el 29,5% a Refinería Talara (Petroperú); y 30,4% a otras refinerías menores, tales como: El Milagro, Iquitos y Conchán (Petroperú), la Refinería Pucallpa (Maple Gas Co.) y las Plantas Pisco (Pluspetrol), Verdún (EEPSA) y Aguaytía (Aguaytía).
La mayor producción del mes corresponde al diesel 2: 240,87 miles de metros cúbicos, seguido de los petróleos industriales (residuales): 217,38 miles de metros cúbicos, de las gasolinas: 112,18 miles de metros cúbicos, del propano: 62,09 miles de metros cúbicos, del turbo A-1: 59,61 miles de metros cúbicos, del GLP: 35,57 miles de metros cúbicos, del butano: 28,65 miles de metros cúbicos, del intermediate fuel oil: 15,50 miles de metros cúbicos, de los asfaltos: 12,47 miles de metros cúbicos, del kerosene 8,03 miles de metros cúbicos, del diesel 2 bunker nacional: 6,17 miles de metros cúbicos, del marine fuel oil: 5,99, de los solventes: 3,21 miles de metros cúbicos, de la gasolina natural Maple: 2,91 miles de metros cúbicos, y otros productos con 229,55 miles de metros cúbicos, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.3.
Cuadro Nº 1.3
Producción de hidrocarburos líquidos por refinería 2008 (miles de m3)
Gráfico Nº 1.9
Participación en la Producción de Hidrocarburos Líquidos junio 2008
Fuente: Elaboración propia
1.5. Carbón
De acuerdo al Anuario Minero 20072, la producción nacional de carbón alcanzó las 107,091
toneladas y en el año 2007 alcanzó las 279,140 toneladas. De acuerdo a la información del Balance Nacional de Energía de 2006, la Región Libertad posee las mayores reservas de carbón existentes, con alrededor del 87% del total nacional, seguido por la región Ancash con 9% y Lima con 3% entre otras regiones que alcanzan el 1%.
La producción de carbón mineral oficialmente registrada en el año 2006, se muestra en el Cuadro Nº 1.4.
Cuadro Nº 1.4 Producción de Carbón Mineral
(En miles de kilos)3
Fuente: Dirección General de Minería- Ministerio de Energía y Minas
2Libro elaborado por el Ministerio de Energía y Minas
3Miles de kilos equivale a 103 de acuerdo al Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú, ‘Ley 23560’, aprobado el 31 de diciembre
2. Demanda
2.1. Electricidad
De acuerdo al Boletín de Estadística Eléctrica de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas correspondiente a junio de 2008, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en junio de 2008 fue 4091 MW, la misma que se registró el 25 de junio a las 19:00 horas, cifra que representó un incremento de 10,1% respecto a la máxima demanda del mismo mes en 2007, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.10.
Gráfico Nº 1.10
Máxima demanda de Potencia mensual 2003 - 2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
2.2. Hidrocarburos Líquidos
A junio de 2008 la demanda interna de los hidrocarburos líquidos asciende a 154,62 miles de barriles por día calendario (MBDC), siendo el Diesel Nº2 el combustible de mayor demanda con 75,16 MBDC, seguido por el GLP, que registró un consumo de 29,06 MBDC y las gasolinas que registraron un consumo de 23,58 MBDC, y los resi-duales con una demanda de 14,14 MBDC, mientras que los consumos del turbo y kerosene llegaron a 11,67 MBDC y 1,01 MBDC respectivamente, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.5.
En el año 2007 la demanda interna de los hidrocarburos líquidos fue de 147,01 MBDC, siendo el Diesel Nº2 el combustible de mayor demanda con 70,53 MBDC, seguido por el GLP con una demanda de 27,40 MBDC, y las gasolinas con una demanda de 23,07 MBDC, y los residuales con una demanda de 13,34 MBDC, mientras que el turbo y el kerosene llegaron a 11,41 MBDC y 1,26 MBDC respectivamente.
Cuadro Nº 1.5
Demanda interna de hidrocarburos líquidos a junio de 2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Gráfico Nº 1.11
Demanda total de hidrocarburos líquidos a junio 2008
Fuente: Propia
Gráfico Nº 1.12
Demanda total de hidrocarburos líquidos - 2007
3. Venta
3.1. Electricidad
La venta de energía a cliente final en junio del año 2008 fue de 2 204 GW.h, con un 8,6% de incremento respecto a la venta de igual periodo del año anterior. Asimismo, con rela-ción al mes de junio de 2006 este aumento fue 22%, y con respecto a los años 2005, 2004 y 2003, los incrementos fueron 31,2%, 38,5% y 46,4%, respectivamente. (Ver Gráfico Nº 1.13)
Gráfico Nº 1.13
Venta mensual de energía a cliente final 2003 -2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
3.2. Gas Natural
La venta de gas natural reportada por las empresas productoras fue de 7,3 millones de m3/día, cifra superior en 52,6% a la vendida en el año 2006. Este incremento estuvo
lide-rado por la venta de gas natural proveniente de las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y. Petro Tech Peruana S.A.
Cuadro Nº 1.6
Participación en las ventas de gas natural - 2007
Las empresas que han tenido mayor venta de gas natural durante el año 2007 fueron Plus-petrol Perú Corporation S.A. con 74%, Aguaytía Energy del Perú S.A. con 11%, las que en conjunto representan el 85% de la producción total del país. (Ver Cuadro Nº 1.6 y Gráfico 1.14).
Gráfico Nº 1.14
Venta de gas natural por empresa 2007
Fuente: Propia
La producción de gas natural está concentrada en la selva peruana (87,9%), donde se en-cuentran las dos empresas con mayor participación en la producción de este carburante, y estas son Pluspetrol Perú Corporation S.A y Aguaytía Energy del Perú S.A. Asimismo, se registró una venta diaria promedio de 7,3 millones de m3/día.
3.3. Petróleo
Durante el año 2007 las ventas en el mercado interno fueron de 50 815 760 barriles de derivados de petróleo, donde Diesel N°2 alcanzó el mayor volumen de ventas con 23 690 121 barriles (46,6%), seguido del GLP (19%), que en estos últimos años ha incrementado notablemente su demanda, otros productos importantes por el volumen demandado fue-ron las gasolinas de uso motor (15,1%) y los combustibles residuales (12,4%).
La venta interna de combustibles derivados de petróleo durante los primeros seis meses de 2008 es la siguiente:
En enero la venta en promedio diario fue de 135,69 MBPD. El mayor porcentaje de ventas lo presentó el Diesel Nº2 con 50,8%, seguido del GLP con el 16,9%4.
En febrero, la venta en promedio diario fue de 144,52 MBPD. El mayor porcentaje lo pre-sentó el Diesel Nº2 con 48,1%, seguido del GLP con 18,6%, las gasolinas con 15,07% y los residuales con el 11,49%5 de las ventas totales, respectivamente.
En marzo, la venta en promedio diario fue de 128,11 MBPD. Esta disminución en las ventas se debió principalmente a las menores ventas de Diesel Nº2 y residual 500 por parte de la Refinería La Pampilla, las ventas de Diesel Nº2 representan 47,2% los residuales 10,2%, el GLP 19,6% y las gasolinas 16,08%6 de las ventas totales, en ese orden.
4Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, enero 2008, Ministerio de Energía y Minas. 5Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, febrero 2008, Ministerio de Energía y Minas 6Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, marzo 2008, Ministerio de Energía y Minas.
32 Residuales 9% Diesel 2 48% Gasolinas Kerosene 1% Turbo A1 8% GLP 18%
En abril, la venta interna de combustibles derivados de petróleo en promedio diario fue de 152,55 MBPD. El aumento en las ventas se debió principalmente a los mayores consumos de Diesel Nº2, GLP y residual 500. La Refinería La Pampilla vendió más diesel que el mes anterior y Pluspetrol aumentó sus ventas de GLP respecto al mes de marzo. Finalmente, las ventas de Diesel Nº2 representaron 45,9%, los residuales 14,8% y el GLP 18,5%7 de las
ventas totales, respectivamente.
En tanto, en mayo, la venta en promedio diario fue de 153,30 MBPD. Este aumento se debió primordialmente a los mayores consumos de Diesel Nº2, GLP, gasolinas motor y residual 500. Las ventas de Diesel Nº2 expresan el 50,6% y el GLP el 15,8%8 de las ventas
totales.
Finalmente, en el mes de junio, la venta interna en promedio diario fue de 151,09 MBPD. Las ventas de Diesel Nº2 expresan el 43,3%, el GLP 19%, los residuales 17,2% y las gasoli-nas el 13,6%, de las ventas totales, en ese orden9.
4. Reservas
Las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 200610, fueron
aproxima-damente 25 800 184 TJ11.
Los datos que se presentan a continuación fueron extraídos del Libro Anual de Reservas 2006, realizado por el Ministerio de Energía y Minas.
4.1. Gas Natural
Las reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 11 821 TCF12
que comparadas con las del año 2006 (11,842 TCF) representa una ligera disminución de 0,18% básicamente por la producción extraída durante el año 2007.
Cuadro Nº 1.7
Reservas probadas de gas natural 2007 (TCF)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Las reservas probadas de líquidos de gas natural al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 674,1 MMSTB, que comparadas con las del año 2006 (681,5 MMSTB) representa una ligera disminución del 1,08%, debido a la producción obtenida en el año 2007, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.8 .
7Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, abril 2008, Ministerio de Energía y Minas. 8Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, mayo 2008, Ministerio de Energía y Minas. 9Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, junio 2008, Ministerio de Energía y Minas. 10Ministerio de Energía y Minas, Balance Nacional de Energía 2006.
11Tera joules = 10 joules 12Tera Pies Cúbicos
Cuadro Nº 1.8
Reservas probadas de LGN MSTB (2007)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
En tanto, el Gráfico Nº 1.15 muestra las reservas y demanda de gas natural por un periodo de 20 años.
Gráfico Nº 1.15
Reservas y demanda de gas natural de los Lotes 88 y 56 Camisea 2008 - 2027 ( 20 años)
(*) Escenario hidrotérmico: Generación con termoeléctricas a gas natural e hidroeléctricas (**)Incluye nueva información de Camisea pero no incluye reciente hallazgo en el Lote 57. Fuente Ministerio de Energía y Minas
4.2. Petróleo
Las reservas probadas de petróleo, estimadas al 31 de diciembre de 2007, ascienden a 447,4 MMSTB13 las mismas que muestran un incremento de 7,6% respecto al año 2006
(415,8 MMSTB), principalmente por el éxito en la perforación de pozos de desarrollo en la selva, costa norte y el Zócalo Continental, reclasificación de reservas e identificación de nuevas ubicaciones para perforar y nuevos trabajos de reacondicionamiento.
Cuadro Nº 1.9
Reservas probadas de petróleo MSTB (2007)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
4.3. Hidrocarburos Líquidos
Las reservas probadas de hidrocarburos líquidos, al 31 de diciembre de 2007, ascienden a 1 121 486 miles de barriles (MSTB), mientras que en el 2006 ascendían a 1 097 288 MSTB. En el 2007, la selva fue la zona donde se encontró la mayor cantidad de reservas, las mis-mas que ascendieron a 920,3 MSTB, seguido por la costa con 127,2 MSTB y el zócalo con 73,9 MSTB, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.10.
Cuadro Nº 1.10
Reservas probadas de Hidrocarburos Líquidos MSTB (2007)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
5. Sectores de consumo
De acuerdo con la información recogida del último Balance Nacional de Energía publicado por el Ministerio de Energía y Minas (publicación elaborada con data recogida a finales del año 2006), el consumo de energía del sector residencial, comercial y público fue 158 883 TJ, con una participación del 31,9%, porcentaje ligeramente por debajo que el del sector Transporte (32,8%), pero un poco más alto que el del sector Industrial y Minería (28,1%). Se puede destacar que estos tres sectores tienen prácticamente la misma participación. El consumo de los sectores Agropecuario, Agroindustrial y Pesca, sólo representan el 4,3% del consumo total. Finalmente, se resalta que el consumo de energía de los sectores residen-cial, comercial y público y transporte respecto al año anterior, aumentaron en 2,2% y 11,9% respectivamente, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.11.
Cuadro Nº 1.11
Consumo final total de energía por sectores económicos (TJ)
Fuente: Balance Nacional de Energía 2006
Gráfico Nº 1.16
Estructura del consumo final de energía por sectores económicos
Fuente: Balance Nacional de Energía 2006
En los balances energéticos, a pesar de existir obras y proyectos de pequeña envergadura que están brindando servicio, con éxito en algunos casos y en proceso de experimentación en otros, no se consideran a las fuentes de energía eólica, nuclear, biogás, entre otras, en razón de su participación poco relevante.
6. Conclusiones
• El crecimiento del PBI del Perú en los últimos años tiene una estrecha relación con el positivo desarrollo del sector energía, sin cuya contribución es imposible explicar el desempeño de la economía nacional en el pasado reciente y su sostenibilidad futura. • La producción total de electricidad en los tres años precedente al 2008 ha crecido
soste-nidamente, alcanzando en el 2007 los 28 133 GW.h, mientras en el 2006 fue de 25 603 GW.h, y en el 2005 de 23 812 GW.h, debido al aumento del consumo en los diferentes estratos económicos del país, y que se ve reflejado en el crecimiento del PBI. La mayor producción corresponde al SEIN con el 98% de la misma. Las reservas probadas de ener-gía comercial al 31 de diciembre de 2006, fueron aproximadamente 25 800 184 TJ.
• Tanto la producción como el consumo de gas natural han crecido significativamente desde el 2004. En el año 2007, la producción reportada por las empresas productoras de gas natural fue de 17,8 millones de m3/día, cifra superior en 101% a lo producido en
el 2006. Mientras la venta de gas natural reportada por las empresas productoras en el mismo año fue de 7,3 millones de m3/día, cifra superior en 52,6% a la vendida en el
año 2006.
• La mayor producción de gas se da principalmente en la Selva y el estado de las reservas de gas natural ha disminuido ligeramente (0,18%) por la producción de 2007. Mientras la reserva de LGN ha disminuido en 1,8% por el mismo motivo.
• Los combustibles líquidos que más consume el mercado interno son el diesel Nº 2 y el GLP seguidos por las gasolinas y los residuales y, en menor medida, por el kerosene y el turbo. En los últimos tres años su consumo está en alza, mientras la producción local se mantiene estacionaria.
• El sector transporte es el mayor consumidor de energía, seguido por el sector residen-cial, comercial y público, y por el sector industrial y minería, con un consumo promedio similar; y, por último, los sectores agropecuario, agroindustrial y pesca, que sólo repre-sentan el 4,3% del consumo total.
• La producción de carbón es mínima y poco relevante, así como la de otros energéticos alternativos.
La política energética responde a los objetivos trazados dentro de cada estrategia nacional de desarrollo, y parte del análisis de la demanda y oferta actual de energía. Es la matriz energé-tica, como instrumento de análisis, la que nos permite visualizar las interrelaciones entre las fuentes y los usos energéticos, comparando las eficiencias técnicas en el aprovechamiento de cada fuente y los patrones de consumo de cada sector económico.
Al hacer el análisis evolutivo de la matriz energética y relacionarla con las políticas eco-nómicas y energéticas, así como las interrelaciones con el entorno internacional (fuerzas tecnológicas, sociales y ambientales), se puede determinar qué factores contribuyeron a determinada orientación y qué se debe hacer para dirigir esta evolución en el camino de-seado. La política energética reúne los deseos de las naciones y la matriz energética refleja su realidad.
En el presente capítulo se efectúa un análisis económico-energético a nivel global y regional, así como local, con el objeto de determinar los principales elementos que influyen en los países al momento de definir su política energética.
Dentro del análisis global y regional se analiza la evolución y tendencia del consumo de energía en el mundo y, asimismo, se realiza una comparación entre regiones geográficas y grupos de países industrializados.
El análisis local se aboca en el desarrollo de las fuentes de energía del Perú y las relaciones que existen entre el desarrollo económico y el energético.
Luego se revisa los planes propuestos por el Ministerio de Energía y Minas, como parte de la política energética, y se señalan algunas líneas de estrategia con el objeto de alcanzar las metas fijadas en las propuestas.
Capítulo II
Política y matriz
energética
1. Escenario Global y Regional
El consumo de energía en el mundo ha ido creciendo conforme se desarrollaba la capacidad productiva de los países. El aumento de nuevas unidades de generadoras y el mejoramien-to de las existentes, aunado a los precios relativos de cada fuente energética, marcaron el crecimiento y ocaso de algunos energéticos. Por ejemplo, durante la primera mitad del Siglo XIX predominaba como fuente energética el trabajo animal, luego, gracias a la invención de la máquina de vapor, fue posible transformar la energía contenida en el carbón en energía mecánica, dando origen a la revolución industrial.
Desde 1850, hasta la mitad del Siglo XX, predominó en el mundo el uso del carbón como fuente energética, pero ya a comienzos del siglo pasado se inició la comercialización de la energía eléctrica. Más tarde, en la segunda mitad del Siglo XX, es cuando el petróleo se con-vierte en la principal fuente energética del mundo desplazando al carbón.
Hace 35 años, (en el año 1973,) se produce el primer embargo de petróleo por parte de los países miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), esto originó una crisis energética de impacto mundial, ya que de la noche a la mañana los precios del crudo de elevaron de 10 a 40 US$ por barril (a valores constantes del 2007). Esta crisis llevó a las economías industrializadas del mundo a replantear su política energética y como ésta debería responder al crecimiento económico del país.
Gráfico Nº 2.1.
Evolución y Proyección del consumo Mundial de energía
Fuente: Propia
Desde esta crisis, en estos países, tomaron vigencia políticas destinadas a garantizar el su-ministro energético, así como a mejorar la eficiencia en el consumo de energéticos en sus naciones. Todas las políticas se orientaron, principalmente, a mantener la seguridad na-cional minimizando la dependencia energética o a tener un mayor control de las fuentes localizadas fuera de sus territorios.
Gráfico N° 2.2.
Evolución de precio del Petróleo en valores constantes del 2007
Fuente: Propia
Es así como, desde hace décadas, países como Estados Unidos, Francia, Alemania y Gran Bretaña intensifican sus programas de desarrollo tecnológico en búsqueda de nuevas fuen-tes de energía que reduzcan la dependencia del exterior, dentro de dichos programas se encuentra el uso de energía atómica como fuente energética comercial (www.doe.gov). En el año 1979, se produce otro embargo de petróleo por parte de la OPEP, originando que el precio del crudo se elevara hasta cerca de 80 US$ por barril. En dicho año, la producción mundial de petróleo era 66 millones de barriles por día, de los cuales, la OPEP producía el 47%. Estados Unidos producía y consumía 10,1 y 18,4 millones de barriles por día (equiva-lentes a 3 700 y 6 730 millones de barriles por año). Teniendo en cuenta que las reservas probadas de petróleo de este país estaban en los 36 500 millones de barriles la cobertura energética de sus reservas era de tan solo 10 años (ratio reservas / producción).
Si no se hubieran producido los embargos petroleros de los años 73 y 79, los países indus-trializados, tal vez, seguirían creyendo que el petróleo era un “commodity” de fácil acceso en el mundo y que estaba libre de conflictos y situaciones políticas, por lo que el crecimiento industrial y económico de sus naciones, en base a crudo importado, estaba garantizado. La realidad demostró que el petróleo es un recurso estratégico, tanto para los países producto-res como para los consumidoproducto-res, y como tal debe tenerse una estrategia nacional producto-respecto a él.
En el año 1981, el ratio R/P (reservas / producción) mundial para los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) se encontraba en 115 años. En los años 1991 y 2001, este ratio se redujo a 106 y 96 años, respectivamente. Para el caso de Estados Unidos, Canadá y México (América del Norte), para estos mismos años, el ratio R/P fue 93, 85 y 73 años, respectivamente. Si se consideran únicamente los hidrocarburos el ratio para Norteamérica disminuiría a 12 años. La fuente energética que eleva los ratios de reserva / producción para los países industrializados es el carbón.
Los sucesos de los últimos 35 años ponen de manifiesto que las crisis energéticas en el mundo están ligadas a las crisis de los hidrocarburos, por tal razón los países industriali-zados están diseñando estrategias para reducir la dependencia de esta fuente y a la vez incrementar la diversidad de su matriz energética.
Además, en los años 1981, 1991 y 2001, la región con mayores reservas de hidrocarburos del mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41%, 50% y 51% de las reservas mundiales, en ese orden. Otra de las regiones con mayores reservas, y que en estos años se mantuvo con 22% de participación, fue la ex Unión Soviética. Las reservas de las regiones industrializadas como Norteamérica y Europa han tenido una participación decreciente respecto a las reservas globales. Norteamérica tenía en 1981 el 14%, dose a 9% en 1991 y a 6% en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5% reducién-dose en 1991 y 2001 a 3% y 2,5%, respectivamente.
Gráfico N° 2.3.
Distribución de las Reservas de Hidrocarburos por Regiones
Fuente: Propia
La región de Asia Pacífico, que incluye al Japón, ha mantenido su nivel de reservas de hi-drocarburos en 6%, mientras que la región Centro y Sur de América ha incrementado su participación desde 4% en 1981 a 9% en el 2006.
El bajo nivel de reservas de hidrocarburos mantenido por Europa ha originado un mayor ni-vel de importación. En el año 2006, Europa consumió 62% más energía que la que produjo, viéndose en la necesidad de importar este déficit. La ventaja para Europa fue que una buena parte de esta importación se cubrió con gas natural proveniente de la ex Unión Soviética y de Argelia (norte de África). Situación ventajosa, dado que al consumir gas natural los pre-cios responden a factores relativamente constantes respectos a los del crudo (petróleo) por lo que presentan una baja volatilidad. Normalmente, en el negocio del gas natural se tienen contratos de largo plazo que permiten pagar las altas inversiones de las redes de transporte. Esta es una de las razones por lo que la crisis del petróleo no impactó tan fuerte en el PBI de los países de Europa, como sí ocurrió en Estados Unidos.
En el 2006, las regiones de América del Norte y Asia Pacífico consumían 5% y 10% por enci-ma de su producción, respectivamente, requiriendo importar para cubrir este déficit.
Gráfico N° 2.4.
Balance de Energía por Regiones, año 2006
Fuente: Propia
Japón, al ser un importador neto de hidrocarburos, debió equilibrar su matriz de energía para no depender de muy pocas fuentes de abastecimiento, por esta razón, en los años 90, desarrolló la tecnología de los buques criogénicos para el transporte del gas natural, de tal forma, que las grandes reservas de Australia e Indonesia le fueran comercialmente accesibles.
Para reducir los riesgos de la dependencia del petróleo, los países han diversificado sus fuentes de energía y desarrollado mejoras tecnológicas que les han permitido el aprove-chamiento de otras alternativas energéticas. Uno de los casos más saltantes es el de la energía nuclear, que ha permitido a países como Estados Unidos, Francia y Japón reducir su nivel de dependencia.
Para ello, la estrategia energética seguida por los países industrializados, para incremen-tar la diversidad de sus fuentes y cubrir sus requerimientos, fue desarrollar nuevas tec-nologías y financiarlas con fondos públicos hasta hacerlas comercialmente factibles. Tal como se muestra en las siguientes figuras, cada país utiliza el recurso que más tiene, y trata de minimizar la importación. En el año 2006, el consumo de hidrocarburos en Amé-rica del Norte cubría el 65%de sus necesidades energéticas, mientras que en el Medio Oriente esta fuente ocupa el 97%. La región Centro y Sur de América es la que consume la mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28% del total de sus requerimien-tos energéticos.
Gráfico N° 2.5.
Cobertura del Consumo de Energía por Regiones según Fuentes, año 2006
Fuente: Propia
Gráfico N° 2.6.
Cobertura del Consumo de Energía por Países Industrializados, según Fuentes, año 2006
Fuente: Propia
Por otro lado, uno de los países con un crecimiento por encima de la media mundial es China14, el cual en el 2006 satisfacía el 76% de su consumo energético con carbón (69%) e
hidroenergía (7%).
Se puede observar que los países industrializados (a excepción de Francia) cubren buena parte de su consumo de energía con carbón, ya que este es un recurso abundante en estos países. El gran inconveniente de este combustible es la contaminación ambiental, por lo que a futuro su costo de producción se incrementará por las exigencias ambientales y será reemplazado por otras fuentes menos contaminantes15.
14China en el decenio 1991 al 2001, creció a una tasa media anual de 1,9%, mientras que el Mundo creció a 1,1%. 15Existe también el desarrollo de la tecnología del secuestro de carbono que permitirá a futuro reducir las emisiones de CO2.
1.1. Energía y Economía
La Política Nacional de Energía de Estados Unidos aprobada por el presidente George W. Bush en mayo del 2001, refleja lo enunciado anteriormente y se sintetiza en las siguientes expresiones:
“América debe tener una política energética que planee para el futuro, pero que satisfaga las necesidades de hoy. Creemos que podemos desarrollar nuestros recursos naturales y proteger nuestro ambiente”. Presidente George W. Bush.
“La Política Energética Nacional... marca el primer paso en la dirección de tratar los retos energéticos soslayados por mucho tiempo. Dado nuestro crecimiento económico y nuestro alto estándar de vida, estamos enfrentados a las crisis energéticas. El Plan Energético Nacional equilibra las necesidades de oferta energética de América a través de la tecnología, la diversidad del suministro y la conservación, y pavimenta el camino para el futuro energético de América”. Secretario de Energía, Spencer Abraham.
Tal como lo enuncia el Secretario de Energía de Estados Unidos, la Política Energética reúne una serie de medidas para hacer frente a los retos del futuro. Estados Unidos es consciente que su actual matriz de energía depende de la importación de hidrocarburos y que esta debería orientarse a reducir esta dependencia. El camino adoptado para ello es invertir en tecnologías que hagan factibles a futuro nuevas fuentes de energía, afortunadamente cuentan con recursos económicos y científicos para esta tarea16.
Al revisar los impactos que han tenido las diversas crisis energéticas en el desarrollo eco-nómico y tecnológico de los países industrializados miembros de la OECD (Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo), es fácil entender el por qué de la preocu-pación en garantizar el suministro de energía.
Gráfico N° 2.7.
Interrelación entre el PBI y el Consumo de Energía para países Industrializados
Fuente: Propia
16En el borrador del Plan Estratégico del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), elaborado en agosto del 2003, se señala
que la ciencia y tecnología son la principal herramienta en la persecución de su misión orientada a la seguridad nacional. El DOE ha amasado enormes capacidades tecnológicas y científicas para servir a América como nunca se hubiera anticipado 25 años atrás. Estas capacidades deben ser aplicadas para cumplir la misión de apoyar la seguridad nacional.
La crisis del petróleo de 1973 originó un estancamiento de las economías industrializadas del mundo. En ese año el PBI per cápita de Estados Unidos era 15,6 miles de US$ (de 1990) por habitante y durante los siguientes 2 años decreció hasta 15,1 (reducción de 3%). Por otra parte, donde si hubo un cambio mayor fue en la eficiencia energética, ya que en este mismo periodo (1973 a 1975) el consumo per cápita de energía se redujo desde 0,293 a 0,273 Tera Joule (TJ) por mil habitantes, es decir, una reducción de 7% en 2 años. Luego de esta crisis, la economía de los Estados Unidos volvió a crecer, recuperando 4 años después, el consumo per cápita del año 1972.
La segunda crisis del petróleo, en 1979, elevó el precio del barril de crudo a cerca de 80 US$, lo cual originó un mayor shock en los países industrializados. En el periodo de 1979 a 1983, el PBI per cápita de Estados Unidos se mantuvo alrededor de 17 miles de US$ por habitante, apreciándose un cambio sustancial en la eficiencia energética, ya que en este mismo periodo el consumo per cápita de energía se redujo desde 0,29 a 0,25 Tera Joule (TJ) por habitante, es decir, una reducción de 14% en 4 años. Además, disminuyó la ten-dencia creciente de este índice, es decir, mejoró la eficiencia en el uso de la energía. La siguiente crisis del petróleo tuvo relación con la guerra del golfo de 1991. La invasión a Kuwait por parte de Irak elevó el precio del crudo a cerca de 35 US$ por barril. Este hecho forzó a una reducción del consumo per cápita y a un estancamiento del crecimiento eco-nómico. En la última década del siglo pasado, continuó el crecimiento económico de los países industrializados y al mismo tiempo aumentaron muy poco los consumos per cápita, debido a las políticas de eficiencia energética implementadas luego de las crisis.
Gráfico N° 2.8.
Interrelación entre el PBI y la Intensidad Energética de países Industrializados
Fuente: Propia
Otro indicador importante que mide la evolución económica y la eficiencia energética es la Intensidad Energética17. En el año 1970, Estados Unidos requería 20 TJ para generar un 17Se define como la cantidad de energía necesaria para producir una unidad de PBI. En nuestros cálculos expresamos la Intensidad
millón de US$ de PBI. Luego, en el año 1975, producto de la crisis de 1973, sólo requirió 18 TJ por millón de US$ de PBI. En los siguientes años, y presionado por las crisis del petróleo, Estados Unidos redujo su Intensidad Energética, en el 2006, a 10 TJ por millón de US$, es decir una reducción de 50% en 35 años. Esto se logro gracias a las políticas de eficiencia energética implementadas y al desarrollo de mejoras tecnológicas.
Al igual que Estados Unidos, los países de Europa y los miembros de la OECD obtuvieron mejoras significativas en la Intensidad Energética, de tal forma que se obtuvo un mayor PBI con menos energía. En los países en vías de desarrollo como México, España, Corea y Singapur, existe una etapa donde crece su Intensidad Energética como resultado de sus procesos de industrialización y su afán de alcanzar a sus pares.
1.2. Futuro Energético
En la etapa de posguerra, el consumo mundial de energía creció a una tasa media anual de 5%, al finalizar el siglo XX esta tasa de crecimiento se redujo a menos de 2%. Se predice que conforme avance el siglo XXI las tasas de crecimiento del consumo mundial de energía se irán reduciendo a tasas menores al 1% anual (fuente DOE – EIA).
Los análisis efectuados por el Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos y la Agencia Internacional de Energía (IEA) predicen que para los siguientes 20 años, el mundo se dirigirá a un mayor consumo del gas natural. Esta predicción se basa en el hecho que el desarrollo tecnológico en el transporte del gas natural vía marítima reducirá los costos de suministros y, por tanto, incrementará el acceso rentable a nuevas reservas.
Gráfico N° 2.9.
Proyección del Consumo Mundial de Energía y tasa de Crecimiento
Fuente: Propia
Este crecimiento de la demanda de gas natural y el desarrollo de nuevos reservorios no accesibles comercialmente hasta ahora, predicen que el costo del gas natural se incremen-tará a futuro hasta el costo marginal de desarrollo de la nueva oferta18.
El carbón mantendrá su presencia en el mundo, ya que es la mayor fuente energética disponible en los países industrializados. Esta permanencia y las exigencias ambientales
forzarán a mejoras tecnológicas que incrementarán los costos de esta fuente (secuestro de carbono).
Se predice que las nuevas tecnologías en la producción de energía, entrarán en mayor escala a satisfacer la demanda de energía a partir del 2030, donde la energía Solar, Geoter-mia y Eólica tendrán un menor costo. La energía nuclear será la fuente futura del mundo cuando la fusión sea técnica y comercialmente viable.
2. Escenario Local
Al igual que en el resto del mundo, el desarrollo del sector energía en el Perú se ha visto influenciado por las crisis del petróleo. De 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en la región Centro y Sur de América se multiplicaron por 3, siendo los países que acompañaron el crecimiento, Bolivia, Brasil, Venezuela y Perú. En promedio, las reservas de estos países crecieron a una tasa media anual de entre el 6% y el 7%.
En el año 1981, el 61% de las reservas de hidrocarburos de la región estaban en poder de Venezuela, 25 años después (2006), esta participación se eleva a 73%. Uno de los países que ha incrementado sus reservas es Bolivia, mientras que el país que más ha reducido su participación es Argentina (de 15% a 3%).
Gráfico N° 2.10.
Reservas de Hidrocarburos en América del Sur
Fuente: Propia
Por otro lado, en el año 2006, la región cubría más del 65% de su consumo en base a los hi-drocarburos. De estos países sobresalen Argentina y Venezuela, ya que entre el 40% y 50% de su consumo es cubierto con gas natural. Este resultado se debe a las políticas internas implementadas en Argentina y Venezuela, con el objeto de masificar el uso del gas natural, para lo cual estos estados se hicieron cargo del desarrollo de las redes.
Ecuador, al contar con reservas de petróleo, sobresale por la alta participación del hidrocarbu-ro en su matriz de energía, por lo que el Estado fomenta su consumo interno vía subsidio. Colombia y Brasil son los países con mayor uso de la energía hidráulica (35% a 40%), ya que ambas naciones, en el pasado, tuvieron como política favorecer la construcción de centra-les hidráulicas19.
Chile es el único país de la región que utiliza una mayor proporción de carbón en su matriz energética (11%), alentado por su bajo costo y por las exigencias de energía de los sectores minero y eléctrico.
19La antigua Ley General de Electricidad, promulgada en el año 1981, tuvo sus orígenes en una misión del BM / BID que recomendó
Gráfico N° 2.11.
Cobertura del Consumo en América del Sur: Año 2006
Fuente: Propia
El Perú, en la matriz energética, presenta una participación del 65% de hidrocarburos (petróleo y gas natural), mientras que el carbón y la hidroelectricidad se sitúan entre el 5 y 30%, respectivamente.
Por otro lado, en el periodo de 1970 a 2001, la productividad de los países de la región fue afectada también por las crisis de la energía. En el caso de la evolución de los índices de Intensidad Energética y PBI per cápita, tenemos que en esta época el comportamiento del Perú ha sido zigzagueante. Desde 1970 a 1980, el PBI per cápita aumentó y la Intensidad Energética se redujo, ello se debió básicamente al modelo de industrialización adoptado (sustitución de importaciones) y a la ejecución de grandes obras de infraestructura. En la siguiente década (1980 a 1990), el PBI per cápita se redujo por debajo de los niveles de 1970 y la Intensidad Energética aumentó ligeramente. Al contrario, en la década siguiente, de 1990 a 2000, mientras el PBI per cápita creció a niveles superiores a 1970 la Intensidad Energética disminuyó.
La evolución de la Intensidad Energética se debe a factores relacionados con la disponibili-dad de nuevas fuentes de energía, el mejoramiento de las tecnologías de uso y el precio de los energéticos, los cuales cambian los patrones de consumo.
Gráfico N° 2.12.
Intensidad Energética y PBI per Cápita para América Latina
Gráfico N° 2.13.
Consumo de Energía Primaria y PBI per Cápita para América Latina
Fuente: Propia
Países como Brasil, Chile y México presentan un crecimiento de su PBI per cápita en los últimos 30 años, mientras que Argentina también tiene el comportamiento zigzagueante del Perú. Resalta el comportamiento de Venezuela, quién en los últimos 30 años ha redu-cido sostenidamente el PBI per cápita y ha incrementado su Intensidad Energética. Este comportamiento, es atípico, ya que es razonable pensar que países en vías de desarrollo incrementen su Intensidad Energética de la mano con su mejora económica, para luego de alcanzar cierto nivel empiece una reducción del índice de Intensidad Energética (caso de Corea, Singapur, México y España).
En el año 2006, las reservas de petróleo del Perú alcanzaron el 10% de las reservas de ener-gía primaria (petróleo, gas natural, carbón e hidroenerener-gía sin incluir biomasa) mientras que por el lado de la producción la participación del petróleo llegó a un 41%, por el lado del gas natural el país obtuvo un nivel de reservas de 61% y una producción de 36%. Lo anterior muestra que el Perú utiliza más de lo que menos tiene, lo cual a la larga ha conseguido des-equilibrar su Balanza de Hidrocarburos.
Gráfico N° 2.14.
Perú 2006: Producción y Reservas de Energía
Fuente: Propia 0% 20% 40% 60% 80% 100% Producción Reservas 22,0 40,9 36,3 0,8 61,0 9,7 5,4 23,9
Petróleo Gas Natural + LGN Carbón Mineral Hidroenergía
PBI per Cápita (miles US$ 1990 por persona)
0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 TJ / H ab itan te
México Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador Perú
Cuadro Nº 2.1
Perú 2006: Producción y Reservas de Energía Primaria
Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Balance Nacional de ENERGÍA - OTERG
Por el lado de la hidroenergía, se aprecia que el nivel de reservas es del orden de 24%, y la producción de 22%. El bajo desequilibrio en esta fuente se debe a que en los últimos 30 años el Perú favoreció el uso de esta energía mediante la construcción de grandes proyectos hidráulicos, los cuales no sólo traen efectos en el sector eléctrico sino también en la agricul-tura e industrias conexas (cemento, siderurgia, metalmecánica, etc.)
Cuadro Nº 2.2.
Perú: Evolución de la Producción de Energía Primaria
Los desequilibrios observados entre las reservas y producción de hidrocarburos serán corregidos en los siguientes años con el desarrollo del gas natural vía el proyecto Ca-misea.
En lo que respecta a la producción nacional de energía, el crecimiento de la producción en el Perú viene acompañado por el crecimiento de la hidroenergía, la cual pasó, de ocupar una participación en la producción total de 4,7% en 1970, a 13,7% en el 2006, siendo la década de mayor crecimiento la de los años 80 del siglo pasado.
Gráfico N° 2.15
Evolución de la Producción de Energía Primaria
Fuente: Propia
En el tema de los hidrocarburos, y en especial del petróleo, este tuvo su auge en el periodo 1970 al 1980, donde creció a una tasa anual de 10,5%, llegando a incrementar su partici-pación en la producción nacional de energía desde 55,7% en 1970 a 71,2% en 1980. En el siguiente decenio esta fuente se estancó y tuvo un decrecimiento anual de 4,5%, llegando a una participación de 64% en 1990. En la última década (1990 al 2000), se reduce el de-crecimiento, gracias a la privatización de determinados campos, pero continúa el descenso natural de los pozos petroleros.
Por el lado del consumo de energía, durante el periodo de análisis (1970 a 2000) este creció a una tasa media anual de 1,61% (sin considerar la biomasa), siendo las fuentes que crecie-ron el carbón, GLP, kerosene, Diesel N°2 y la electricidad.
Dentro de los hidrocarburos (no incluye biomasa, carbón y electricidad), en el año 2006 se tuvo que el Diesel N°2 ocupaba la mayor participación dentro del consumo nacional con un 45%, seguido del residual (16%), gasolinas (14%), y GLP (12%). En el año 1975, la fuente predominante eran las gasolinas con 32%, mientras que el Diesel N°2 tenía un 18%.
Cuadro Nº 2.3.
Perú: Evolución del Consumo de Energía por Fuentes
Gráfico N° 2.16
Perú: Evolución del Consumo de Energía Secundaria
Fuente: Propia
Gráfico N° 2.17.
Perú: Consumo de Hidrocarburos por Fuentes
Fuente: Propia
De lo anterior se deduce que, desde los años 80 hasta ahora, ha tenido lugar un proceso de sustitución de las gasolinas por el Diesel N°2, lo cual tuvo impacto en los procesos de refi-nación, ya que las refinerías son sistemas con estructuras de producción rígidas y cualquier desbalance entre la carga (ingreso de crudo) y el consumo de derivados repercute en la importación y/o exportación de hidrocarburos.
En lo que respecta a la evolución de la participación de cada uno de los sectores económicos en el consumo nacional de energía, podemos observar que el sector que más ha crecido es el Transporte, siendo la década de mayor crecimiento la de 1990 a 2001.
Cuadro Nº 2.4.
Perú: Evolución del Consumo de Energía por Sector Económico
Fuente: Propia
Además, el sector Transporte es el responsable del 81% del consumo de Diesel N°2, cuya participación es sólo del 37% en el año 1970.
El crecimiento del sector Transporte, aunado al aumento del consumo del Diesel N°2, se debió básicamente a factores relacionados con el precio relativo entre gasolinas y diesel (proceso de sustitución), y a la reducción de los costos de transformación de las unidades de transporte vía la importación de unidades usadas con motores a petróleo.
Este incremento en el consumo de Diesel N°2, con la consiguiente reducción en los consumo de gasolinas, y aunado a la estructura de refinación de los años 80, originó un incremento sostenido de la importación de Diesel N°2 para satisfacer la demanda interna.
Lo anterior explica lo sucedido en el periodo 1979 al 1986, donde la producción de crudo nacional estuvo en auge y la refinación adaptada a la demanda, por lo que las importaciones se redujeron al mínimo. Miles de TJ 1970 1980 1990 2000 2006 Residencial y Comercial 134,1 167,0 152,5 149,1 151,4 Público 6,9 8,7 12,0 11,4 7,5 Transporte 70,2 94,6 104,6 141,7 163,5 Agro-Industria 24,0 10,8 9,6 10,7 7,2 Pesca 28,0 8,1 9,1 16,4 14,1 Minero-Metalugia 12,4 31,4 27,5 48,2 42,5 Industria 49,2 69,6 48,4 75,2 97,6 Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Total 324,9 390,3 363,7 452,6 483,7 Participación 1970 1980 1990 2000 2 006 Residencial y Comercial 41,3% 42,8% 41,9% 32,9% 31,3% Público 2,1% 2,2% 3,3% 2,5% 1,5% Transporte 21,6% 24,2% 28,7% 31,3% 33,8% Agro-Industria 7,4% 2,8% 2,6% 2,4% 1,5% Pesca 8,6% 2,1% 2,5% 3,6% 2,9% Minero-Metalugia 3,8% 8,0% 7,6% 10,7% 8,8% Industria 15,1% 17,8% 13,3% 16,6% 20,2% Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Crecimiento Anualizado 70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06 Residencial y Comercial +2,2% -0,9% -0,2% +0,3% Público +2,3% +3,3% -0,6% -6,8% Transporte +3,0% +1,0% +3,1% +2,4% Agro-Industria -7,6% -1,2% +1,1% -6,4% Pesca -11,7% +1,2% +6,0% -2,5% Minero-Metalugia +9,7% -1,3% +5,8% -2,1% Industria +3,5% -3,6% +4,5% +4,4% Otros +0,0% +0,0% +0,0% +0,0% Total +1,9% -0,7% +2,2% +1,1%
Cuadro Nº 2.5.
Perú: Evolución del Consumo de Diesel N° 2 por Sector Económico
Fuente: Propia
Gráfico N° 2.18.
Perú: Evolución de la Importación de Energía
Fuente: Propia Miles de TJ 1 970 1 980 1 990 Residencial y Comercial 0,0 0,0 0,0 0,5 0,2 Público 1,7 2,3 5,4 2,7 0,8 Transporte 11,2 26,1 44,7 82,9 104,1 Agro-Industria 2,9 2,2 0,8 1,0 0,3 Pesca 8,0 3,1 1,7 3,7 1,0 Minero-Metalugia 2,8 6,7 2,2 8,0 11,6 Industria 3,9 5,0 4,0 8,3 9,9 Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Total 30,5 45,4 58,8 107,1 127,9 2 000 2 006 Participación 1 970 1 980 1 990 2 000 2 006 Residencial y Comercial 0,0% 0,0% 0,0% 0,5% 0,1% Público 5,5% 5,0% 9,2% 2,5% 0,6% Transporte 36,7% 57,5% 76,0% 77,4% 81,4% Agro-Industria 9,6% 4,8% 1,4% 0,9% 0,2% Pesca 26,2% 6,8% 2,9% 3,4% 0,8% Minero-Metalugia 9,2% 14,8% 3,7% 7,5% 9,1% Industria 12,9% 11,1% 6,8% 7,7% 7,8% Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Crecimiento Anualizado 70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06 Residencial y Comercial +0.0% +0.0% +0.0% -18.0% Público +3.0% +9.2% -6.7% -19.0% Transporte +8.8% +5.5% +6.4% +3.9% Agro-Industria -2.9% -9.6% +2.1% -19.0% Pesca -9.0% -5.8% +7.9% -19.0% Minero-Metalugia +9.2% -10.7% +13.9% +6.4% Industria +2.5% -2.3% +7.6% +3.1% Otros +0.0% +0.0% +0.0% +0.0% Total +4.0% +2.6% +6.2% +3.0%
En los años posteriores a 1988, con la declinación de la producción y el incremento en el consumo de Diesel N° 2, se hizo necesario incrementar la importación de crudo para ba-lancear la carga de las refinerías y, además, tal como se señaló anteriormente, también era necesario, por las restricciones en la estructura de refinación, importar Diesel N°2.
2.1. La Balanza Comercial de Hidrocarburos
Los cambios en la exportación e importación repercuten en la Balanza Comercial de Hi-drocarburos, pasando de un saldo negativo de 200 millones de US$ en 1991 a un saldo negativo de 1 500 millones de US$ en el 2007.
Gráfico N° 2.19.
Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en US$
Fuente: Propia
Gráfico N° 2.20.
Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en Energía
La Balanza Comercial de Hidrocarburos tiene dos factores básicos que la determinan, por un lado la diferencia de precios entre la importación y exportación y, por otro, la diferencia en volumen. En los últimos años, la diferencia de precios se ha reducido hasta cerca de 7 US$ por barril, con lo que la diferencia en volumen es el mayor responsable del saldo negativo de esta balanza.
Gráfico N° 2.21.
Perú: Precios de Intercambio de Hidrocarburos
Fuente: Propia
Como el Perú no tiene control sobre los precios internacionales del crudo y sus deriva-dos, la única estrategia que le queda para controlar su Balanza Comercial de Hidrocar-buros es el volumen. En este aspecto existen dos opciones: aumentar la exportación o reducir la importación.
La exportación de hidrocarburos depende del nivel de producción de cada tipo de pe-tróleo, y de la carga de crudo en las refinerías locales, la cual, a su vez, está determinada por el consumo interno de derivados. Es importante mencionar, que con el proyecto Ca-misea, el Perú podría convertirse en exportador de derivados tales como GLP y gasolina natural, y esto dependerá del nivel de producción del proyecto.
En el caso de la importación de hidrocarburos, esta depende del consumo interno de derivados, del tipo y cantidad de crudo nacional, de la estructura de refinación y de los precios de los hidrocarburos. El Perú requiere de crudos livianos para equilibrar la carga de las refinerías y así producir los derivados que consume el mercado interno. Lamentablemente por el diseño de las refinerías y por el precio relativo del Diesel N°2, se requiere importar este producto para compensar la producción nacional.
Si se diseña una estrategia donde el sector transporte se oriente al gas natural, entonces se reducirá el consumo nacional de gasolinas, diesel y GLP, reduciéndose la necesidad de importar y, al mismo tiempo, incrementar la exportación. Por la diferencia de precios entre los hidrocarburos líquidos y el gas natural, es más rentable para el país exportar líquidos que exportar gas natural.
2.2. El sector eléctrico
En los últimos años el sector eléctrico ha crecido a tasas por encima del 8% equiparan-do los crecimientos obteniequiparan-dos en la década del 70. Si se observa la evolución de dicho sector en los últimos 30 años se apreciará una caída del crecimiento a partir de los años 80, llegando a su valor mínimo en el periodo de 1985 a 1990.
Desde que se dio la reforma del sector eléctrico en el año 1992, mediante la “Ley de Con-cesiones Eléctricas” (LCE), y se efectuaron diversos cambios en la economía del país, el crecimiento del sector eléctrico ha sido constante y a tasas anuales por encima del 5%.
Gráfico N° 2.22. Perú: Producción de Electricidad
Fuente: Propia
Por el lado de los insumos requeridos para la producción de electricidad, en la actua-lidad se tiene una mayor presencia del gas natural, carbón y residual 6, reduciéndose grandemente el consumo de Diesel Nº2.
Gráfico N° 2.23.
Perú: Participación de Fuentes en la Producción de Electricidad
La mayor presencia de hidrocarburos en la producción de electricidad se debe a la adop-ción de políticas orientadas a tener un mayor parque de generaadop-ción térmica, debido a que la dependencia hidráulica ha originado en el pasado grandes problemas para el crecimiento económico del país.
Por otro lado, el crecimiento económico del país desde el año 1992 ha significado un incremento en el consumo per cápita de electricidad, habiéndose duplicado dicho con-sumo en el periodo de 14 años.
Gráfico N° 2.24.
Perú: Producción de Electricidad y PBI
Fuente: Propia
Antes de 1992 el país atravesaba un estancamiento en el consumo per cápita de electri-cidad producto de las diversas crisis económicas en las que estuvo inmerso. Actualmen-te, el país enfrenta un crecimiento sostenido del consumo per cápita de la mano con el crecimiento económico.
Si bien, el crecimiento energético del país tiene la dirección contraria al crecimiento energético de los países desarrollados, esto se debe a nuestro bajo grado de industria-lización, por lo que es de esperar un mayor crecimiento económico y energético por habitante.
Tal como se indicó, la política energética de los últimos 15 años se orientó a reducir la participación hidráulica con el objeto de mejorar la seguridad en la provisión de la energía eléctrica. En el Grafico Nº 2.25 se aprecia que existe un año hidrológico (1989) donde la producción hídrica, en los meses de estiaje, sólo alcanza a producir el 55% de la capacidad instalada, lo cual impacta en la oferta de electricidad. Si el sistema eléctrico no estuviera preparado para hacer frente a esta contingencia entonces se tendría que racionar el suministro.
Gráfico N° 2.25.
Perú: Aleatoriedad de la Producción Hidroeléctrica
Fuente: Propia
En el año 1989 no se llegó a racionar la electricidad a los consumidores debido a que el consumo se redujo producto de la crisis económica, pero la situación crítica del sistema se evidenció en el año 1992 cuando el país crecía debido a la reactivación económica. En ese año no se contó con el “apoyo” de la naturaleza lo que restringió la oferta hídrica a un nivel de 63%.
Las crisis hídricas del año 1992 y del 2003 evidencian la necesidad de contar con un parque térmico eficiente que permita garantizar la operación económica del sistema eléctrico. Otra medida política del Estado debe ser el controlar que la nueva genera-ción hidroeléctrica tenga mayor seguridad en la energía producida, es decir, garantizar un mínimo de factor de planta, de tal forma, que el complemento térmico sea el más económico.
2.3. Proyecto Camisea como instrumento de Política Energética
Los yacimientos de Camisea ubicados en la selva norte del departamento del Cusco tienen reservas de gas natural equivalentes a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), de los cuales 2 200 son gas natural seco y 600 son líquidos (GLP más gasolina natural)20.
La inversión en Camisea asciende a 1 400 millones de dólares de los cuales 500 millones de dólares corresponden al campo, 800 millones de dólares al transporte en alta pre-sión y 100 millones de dólares a la distribución.
La parte más compleja y de difícil solución es el transporte, ya que se requiere instalar ductos y estaciones de compresión, y operarlos durante 30 años. El Ministro de Ener-gía y Minas señaló alguna vez que “si Camisea hubiera estado en la costa, se hubiera desarrollado hace buen tiempo y sin apoyo del gobierno, pero no es así, se requería un modelo de negocios que permita al transportista operar y ser rentable a la vez de obtener tarifas competitivas”.