PROYECCION DE LA MATRIZ ENERGETICA EN LOS ESCENARIOS IDENTIFICADOS Y PERSPECTIVAS DE LARGO PLAZO

(1)

PROYECCION DE LA

MATRIZ

ENERGETICA EN

LOS ESCENARIOS

IDENTIFICADOS Y

PERSPECTIVAS DE

LARGO PLAZO 2011

‐ 2040

Centro Nacional de Planeamiento

Estratégico

Autor: Ricardo Roman Alejos Garcia

Diciembre 2010

(2)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 2

INDICE

1 OBJETIVO ... 4

2 ALCANCES ... 4

3 MARCO GENERAL DEL SERVICIO ... 5

3.1 Plan Bicentenario “El Perú hacia el 2021” ... 5

3.2 Política del Ministerio de Energía y Minas ... 6

3.3 Metodología Utilizada. ... 7

3.3.1 Información a utilizada en la elaboración de Escenarios. ... 7

3.3.2 Software LEAP ... 8

3.3.3 Base de datos utilizada. ... 9

4 CONTEXTO INTERNACIONAL ... 10

4.1 Crecimiento Económico Global ... 10

4.2 Consumo Mundial de Energía ... 10

4.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones ... 12

4.4 Petróleo ... 13

4.4.1 Reservas de Petróleo ... 13

4.4.2 Producción de Petróleo ... 14

4.4.3 Precios de Petróleo ... 15

4.5 América Latina ... 15

5 DESARROLLO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA ... 17

5.1 Consumo de energía por fuentes ... 17

5.2 Consumo de energía por sectores ... 18

5.3 Desarrollo de la matriz energética de producción de electricidad ... 20

5.3.1 Demanda de Electricidad ... 20

5.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad. ... 21

6 CONTEXTO DEL AÑO BASE 2009 ... 23

6.1 Reservas de Energéticos. ... 23

6.2 Consumo de energía por fuentes y sectores. ... 25

6.3 Producción de energía primaria ... 26

6.4 Importación y exportación de energía primaria ... 27

6.5 Situación de la producción y abastecimiento de electricidad. ... 28

7 RESUMEN DE LOS ESCENARIOS SIMULADOS ... 31

8 RESULTADOS DE ESCENARIOS TENDENCIALES DEL 2011 AL 2016 ... 33

8.1 Escenario A ... 33

8.1.1 Demanda ... 33

(3)

8.1.3 Resultados del Escenario A ... 38

8.2 Escenario B ... 40

8.2.1 Demanda ... 40

8.2.2 Oferta ... 42

8.2.3 Resultados del Escenario B ... 42

8.3 Análisis del Sector Eléctrico ... 45

9 RESULTADOS DE ESCENARIOS PROSPECTIVOS DEL 2011 AL 2040 ... 48

9.1 Crecimiento Económico... 48

9.2 Escenario I ... 48

9.2.1 Demanda ... 48

9.2.2 Oferta ... 49

9.2.3 Resultados del Escenario I ... 50

9.3 Escenario II ... 52

9.3.1 Demanda ... 52

9.3.2 Oferta ... 52

9.3.3 Resultados del Escenario II ... 54

9.4 Escenario III ... 56

9.4.1 Demanda ... 56

9.4.2 Oferta ... 56

9.4.3 Resultados del Escenario III ... 58

9.5 Requerimientos Primarios – Por Escenario ... 60

(4)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 4 1 OBJETIVO

Los objetivos del servicio encargado son los siguientes:

A. Elaborar la proyección de la matriz energética de mediano plazo (2011-2016) mediante la elaboración de dos (2) escenarios tendenciales de desarrollo energético, basados en los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos.

B. Elaborar la proyección de la matriz energética de largo plazo (2011 – 2040) mediante la elaboración de tres (3) escenarios de desarrollo cuyas características tomarán como base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos y para los años restantes características a ser concordadas con CEPLAN.

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

El objetivo del presente informe es presentar los resultados de las proyecciones de la matriz energética de largo (2011-2040) y mediano plazo (2011-2016) conforme a las premisas planteadas en el primer informe.

2 ALCANCES

El alcance del presente informe es presentar las proyecciones de la matriz energética de largo plazo 2011-2040 y mediano plazo (2011-2016). Correspondiente al segundo informe previsto para el servicio. Para ello se ha establecido los siguientes alcances:

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

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

(5)

3 MARCO GENERAL DEL SERVICIO

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

3.1 Plan Bicentenario “El Perú hacia el 2021”

El presente servicio se enmarca dentro de los seis objetivos nacionales y ejes estratégicos establecidos por el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico CEPLAN – para el “Plan Bicentenario: El Perú hacia el 2021”, dichos lineamientos estratégicos son:

1. Derechos fundamentales y dignidad de las personas 2. Oportunidades y acceso a los servicios

3. Estado y gobernabilidad

4. Economía, competitividad y empleo 5. Desarrollo regional e infraestructura 6. Recursos naturales y ambiente

El presente trabajo orientado a la prospección de desarrollos futuros del sector energía debe enmarcarse en dichos lineamientos estratégicos. Como los demás sectores económicos, el sector energía está inmerso en dichos lineamientos de manera transversal, pues las actividades que desarrolla los afecta directamente. Ejemplos de dicho aspecto transversal son por ejemplo el acceso a los servicios como la electricidad y cuya carencia significa menos oportunidades de desarrollo para muchos ciudadanos, por otro lado en los aspectos de competitividad el acceso a combustibles baratos y oportunamente son variables que afectan el aparato productivo nacional como el acceso al gas natural de Camisea cuya participación ha venido en aumento y que ofrece a múltiples industrias la posibilidad de sustituir combustibles caros y contaminantes por otro barato y menos contaminante, mejorando con ello la competitividad en sus procesos productivos. La problemática del uso de recursos naturales, el ambiente y la gobernabilidad ha sido tema recurrente en la coyuntura nacional, debido a la explotación de recursos en zonas de ecosistemas delicados en los cuales las actividades energéticas tienen un fuerte impacto a nivel ambiental y como consecuencia a nivel social. De la misma forma las políticas de Estado del Acuerdo Nacional recogidas por el CEPLAN impactan al sector energía en sus cuatro ejes planteados.

(6)

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

3.2 Política del Ministerio de Energía y Minas

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

Un sistema energético que satisface la demanda nacional de energía de manera confiable, regular, continua y eficiente, que promueve el desarrollo sostenible y se soporta en la planificación y en la investigación e innovación tecnológica continúa

Asimismo se definen los siguientes objetivos de política y los respectivos lineamientos para el logro de los nueve (9) objetivos:

1. Contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética.

2. Contar con un abastecimiento energético en un competitivo. 3. Acceso universal al suministro energético

4. Contar con la mayor eficiencia en la cadena productiva y de uso de la energía. 5. Lograr la autosuficiencia en la producción de energéticos.

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

7. Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domiciliarias, transporte, comercio e industria así como la generación eléctrica eficiente.

8. Fortalecer la institucionalidad del sector energético.

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

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

(7)

3.3 Metodología Utilizada.

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

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

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

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

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

3.3.1 Información a utilizada en la elaboración de Escenarios.

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

(8)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 8 3.3.2 Software LEAP

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

El Modelo LEAP (Long- range Energy Alternatives Planning System) fue desarrollado por el Stockholm Environment Institute – (SEI-US). Su primera versión data de 1975. A fines de los ´90 el modelo fue actualizado, (DOS a Windows). Es regularmente actualizado por el SEI-US, y una serie de instituciones académicas internacionales, entre ellas Fundación Bariloche actualmente se encuentra en su versión 2008.0.0.93.

Desde el año 2003 existe COMMEND, (comunidad mundial de expertos energéticos), coordinada por el SEI-US. Ofrece novedades y actualizaciones del modelo, oportunidades de capacitación y experiencias de aplicaciones, como también reciben sugerencias de mejoras vía WEB : http://www.energycommunity.org/.

El LEAP es una plataforma computacional diseñada para llevar a cabo una planeación energético-ambiental en forma integrada. Asimismo se puede usar para representar una cadena energética específica. LEAP, es una herramienta para estudios energéticos – ambientales basados en escenarios:

• Prospectiva energética (forecasting) • Planeamiento integrado de los recursos. • Análisis de Política Energética.

• Análisis de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero. • Balances Energéticos e Inventarios medio-ambientales.

Su principal objetivo es brindar un soporte integrado y confiable en el desarrollo de estudios de planeamiento energético integrado. Es del tipo “botton – up” y consiste esencialmente en un modelo energético – ambiental basado en escenarios, del tipo “demand-driven”.

Esto último significa que frente a un determinado escenario de demanda final de energía, el LEAP asignará los flujos energéticos entre las distintas tecnologías de abastecimiento

(9)

energético, calculando el uso de recursos, los impactos ambientales y detectando la necesidad de ampliación de determinados procesos de producción de energía.

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

1. Demanda: Evaluación detallada de la composición de la demanda por sector,

subsector, usos finales y equipamientos. Crecimiento de la demanda determinado por las relaciones de competencia entre combustibles, intensidades energéticas equipamientos de transformación y cambios estructurales definidos por el usuario.

2. Transformación: Evaluación detallada de la configuración del sistema de oferta actual

y futura. Definición a detalle de las estructuras de transformación definidas por el usuario. Disponibilidad de algoritmos flexibles que permitan definir múltiples entradas y salidas tales como en los casos de cogeneración de calor y electricidad.

3. Recursos: Representación simple de recursos renovables y no renovables.

Presentación de detalle de recursos de biomasa Balance oferta/demanda: Presentación completa del balance proyectado. Cálculos iterativos que permiten simular los lazos de retroalimentación del sistema.

3.3.3 Base de datos utilizada.

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

La base de datos consta de los balances de energía históricos desde el año 1980 al año 2007, esta información será verificada con los balances publicados por el Ministerio de Energía y Minas y debidamente actualizada para los 2008 y 2009 y corregida de ser el caso. En el Anexo A se tiene las condiciones para la utilización de dicha base de datos.

(10)

4 CONTEXTO INTERNACIONAL

4.1 Crecimiento Económico Global

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

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

Esta situación se explica principalmente por el alto precio de las materias primas, y la creciente demanda de bienes y servicios por parte de los países desarrollados, han sido el sustento para alcanzar estos niveles de crecimiento.

La crisis económica internacional por otro lado atenuó el problema energético del país, puesto que en los últimos 7 años, el Perú, había mostrado cifras de crecimiento económico altas, con un promedio de alrededor de 7%, para el año 2008 se creció en 9.8%. Sin embargo para el año 2009 sólo se creció 0.8 %, por lo cual la demanda de energía siguió la misma tendencia durante el 2009.

4.2 Consumo Mundial de Energía

De acuerdo a las proyecciones de diferentes organismos, el consumo mundial de energía continuará creciendo de manera sostenida y los combustibles fósiles continuarán predominando en la canasta energética mundial. Considerando además que el entorno energético mundial se ha caracterizado por altos precios del crudo, recesión económica mundial y preeminencia del tema medio ambiental.

(11)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 11 Consumo Mundial de Energía 1980 - 2030

678.3 637.3 595.7 551.5 508.3 472.4 397.9 365.6 347.7 308.5 283.2 0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030 Años Q u ad rill B tu Histórico Proyección

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

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

Cosumo de Combustibles por Tipo

0 50 100 150 200 250 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Comb. Liquidos (inc. Biocomb) Gas Natural Carbon Nuclear Renovables (sin Bio Comb.) Quadrill Btu

Años

Fuente: IEA – Report DOE/EIA 0484 (2009)

Las fuentes fósiles representan el 86% del total del consumo de la energía primaria. Según proyecciones del Departamento de Energía de los Estados Unidos16 (EIA) los hidrocarburos (derivados del petróleo, gas natural y carbón) seguirán siendo la principal fuente de energía en las próximas dos décadas.

Según previsiones del EIA, el crecimiento en este sector se concentrará en los países en vías de desarrollo, en particular en el Asia donde se calcula un crecimiento promedio anual del

(12)

2.5%. Por el contrario, la demanda de energía para el sector industrial de los países desarrollados crecería a un ritmo más lento, alrededor de 0.6% al año.

4.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones

En el gráfico siguiente se observa las reservas de hidrocarburos por regiones durante los años 1981, 1991, 2001 y 2006 como se aprecia la región con mayores reservas de hidrocarburos del mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41%, 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%, reduciéndose a 9% en 1991 y a 6% en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5% reduciéndose en 1991 y 2001 a 3% y 2,5%, respectivamente.

(13)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 13 Fuente : Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART

En relación con su consumo las reservas de hidrocarburos de Europa se ha mantenido en niveles bajos, ello ha originado que se eleve la importación de esta región como se puede apreciar en el gráfico siguiente.

Fuente : Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART

4.4 Petróleo

4.4.1 Reservas de Petróleo

Las reservas mundiales de petróleo, según la revista BP Energy Review fueron aproximadamente 1,237 millones de barriles en 2007. En la última década las reservas

(14)

petroleras han aumentado en un 36%, resultando en una relación de reservas producción de 41.6 años. El 61% de las reservas se encuentra en el Medio Oriente.

Una tendencia que se observa en la última década es la diferencia en el crecimiento de las reservas petroleras entre los países miembros de la OPEC y los países no miembros de esa organización. En efecto, entre 1997 y 2007 las reservas petroleras de la OPEC crecieron en un 14% mientras que las reservas de los países por fuera de la OPEC disminuyeron en 5%.

4.4.2 Producción de Petróleo

La producción mundial de petróleo ha tenido un crecimiento promedio anual de 1.44% desde 1990, lo que significa un incremento anual de la producción de aproximadamente un millón de barriles al día. Sin embargo, se observa que en los últimos cuatro años la tasa de crecimiento de la producción ha disminuido y se tornó negativa en el 2007, los países que no son miembros de la OPEP son los que han venido disminuyendo su capacidad de producción.-

(15)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 15 4.4.3 Precios de Petróleo

Durante los últimos años el precio del petróleo tuvo una alta volatilidad principalmente durante el año 2008 cuando el precio por barril alcanzó los 140 US$ y que posteriormente debido a la crisis financiera internacional cayó por debajo de los 40 US$. Antes de ello la volatilidad del petróleo se ha visto influenciada por tres factores principalmente como son las guerras y crisis política en los principales países productores de petróleo de medio oriente, como se ha visto la demanda depende principalmente de la situación económica mundial y por último el incremento de la población.

4.5 América Latina

El desarrollo del sector energía en el Perú ha sido influenciado por las crisis del petróleo, como se recuerda, antes de la crisis financiera mundial el Perú desarrolló el mecanismo de estabilización de precios de los hidrocarburos mediante el fondo de estabilización de precios de los combustibles.

Por otro lado de 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en la región Centro y Sur de América se multiplicaron por 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

(16)

ha incrementado sus reservas es Bolivia, mientras que el país que más ha reducido su participación es Argentina (de 15% a 3%).

Fuente : Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART

En la siguiente figura se muestra las matrices energéticas de energía primaria de algunos países de América Latina, como se observa cada país utiliza el recurso que más tiene, y trata de minimizar la importación. La región Centro y Sur de América es la que consume la mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28% del total de sus requerimientos energéticos.

(17)

5 DESARROLLO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA

5.1 Consumo de energía por fuentes

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

Desarrollo del consumo final de energía nacional

El consumo de Leña viene disminuyendo su estructura de participación como se puede apreciar en el gráfico siguiente a su vez que aumenta el uso de la electricidad. Asimismo el aumento de la participación de los hidrocarburos también ha experimentado un ligero pero sostenido crecimiento durante los últimos años.

(18)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 18 Estructura del consumo final de energía nacional

Como se ha visto durante los últimos 25 años la estructura de participación de uso final de energía no ha variado notablemente, salvo por el incremento sostenido de la electricidad y la disminución paulatina del uso de la leña, la bosta y la yareta. En los últimos 5 a 6 años el ingreso del gas natural todavía es limitado priorizado principalmente en el sector industrial y poco en el sector residencial. A continuación veremos el desarrollo de la matriz de consumo final de energía por sectores económicos.

5.2 Consumo de energía por sectores

Como se puede apreciar en los gráficos siguientes los tres sectores de mayor consumo energético son el Residencial-Comercial, Transporte e Industria entre ellos cubren casi el 90]% de consumo de energía nacional en una proporción más o menos similar, es decir más o menos de 30% del total. En el sector residencial el principal energético utilizado es la leña, la bosta y la yareta si bien como se ha indicado anteriormente que su consumo viene disminuyendo a la par del incremento del consumo eléctrico, esto podría significar que el mayor nivel de electrificación nacional y el mayor uso de la electricidad en el sector industrial principalmente minería a contribuido al cambio de la matriz energética, es decir que el desarrollo económico por si mismo implica un cambio paulatino de la matriz energética nacional pasando del uso de recursos como la leña a fuentes convencionales como la electricidad, el gas natural o lo derivados de los hidrocarburos.

(19)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 19 Desarrollo del consumo final de energía por sectores

0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 198 5 198 6 198 7 198 8 198 9 199 0 199 1 199 2 199 3 199 4 199 5 199 6 199 7 199 8 199 9 200 0 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 200 9 TJ Uso No Energético Público Servicios Agricultura Industria Transporte Residencial Comercial

Como se puede apreciar en el gráfico siguiente el consumo del sector residencial-comercial disminuye y los sectores Industrial y de Transportes aumentan su participación en el consumo final por sectores.

Estructura del consumo final de energía por sectores

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 1 985 ₁986 ₁987 ₁988 ₁989 ₁990 ₁991 ₁992 ₁993 ₁994 ₁995 ₁996 997₁ ₁998 ₁999 ₂000 ₂001 ₂002 003₂ ₂004 ₂005 ₂006 ₂007 ₂008 ₂009 Uso No Energético Público Servicios Agricultura Industria Transporte Residencial Comercial

(20)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 20 5.3 Desarrollo de la matriz energética de producción de electricidad

5.3.1 Demanda de Electricidad

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

Tasa de Crecimiento de la demanda eléctrica

4.1% 6.5% 5.2% 5.9% 5.0% 7.7% 10.1% 8.5% 0.8% 8.8% 6.5% 4.2% 1.9% 5.6% 5.6% 8.3% 10.8% 5.9% 2.9% 5.9% 0.0% 2.0% 4.0% 6.0% 8.0% 10.0% 12.0% 2000 2002 2004 2006 2008 2010 Crecimiento Energía Crecimiento Potencia

Estas tasas de crecimiento tanto de demanda de potencia como de energía eléctrica llevaron al páis de un consumo anual de energía de 17 620 GWh en el año 2000 a 29 807 GWh en el 2009, así por su parte en demanda por potencia pasamos de 2630 MW en el año 2000 a 4320 MW en el año 2010, lo que significa que en la última prácticamente hemos duplicado la demanda de electricidad tanto de potencia como de energía.

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 5,000 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 DEMANDA DEL SEIN Potencia (MW) Energía (GWh)

(21)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 21 5.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad.

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

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Bagazo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 Diesel 511 107 109 251 858 59 120 65 342 184 Residual 650 466 472 616 1188 950 827 448 685 579 Carbón 394 339 846 859 2170 831 881 840 909 929 Gas Natural 669 744 1006 1230 994 4062 4260 7314 9313 9261 Hidráulica 15410 16807 17224 17732 16693 17101 18671 18589 18010 18752 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 GW .h Evolución de la producción de electricidad por fuentes

Para el año 2010 la generación térmica e hidráulica tuvieron aproximadamente la misma proporción en la capacidad instalada debido a la construcción de nuevas centrales a Gas Natural. A partir del año 2004 se inició el proceso de cambio de la matriz energética de producción de electricidad, en una primera etapa adecuando las turbinas a gas existentes que trabajaban con combustibles derivados de petróleo al uso de gas natural y luego con la construcción de nuevas centrales térmicas todas ellas como turbinas a gas de ciclo simple.En el cuadro siguiente se muestra la evolución de la potencia efectiva disponible para generación eléctrica.

(22)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 22 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Petroleo 1,504 1,400 1,398 1,361 966 814 797 650 576 606 Carbon 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1,073 1,556 1,527 2,142 Hidraúlico 2,241 2,603 2,626 2,626 2,626 2,785 2,789 2,804 2,816 2,858 Total SEIN (MW) 4,108 4,382 4,403 4,381 4,335 4,471 4,801 5,152 5,061 5,749 Máxima Demanda 2,654 2,793 2,900 2,965 3,143 3,335 3,619 3,970 4,198 4,322 4,108 4,382 4,403 4,381 4,335 4,471 4,801 5,152 _5,061 5,749 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 Pot e nc ia Ef e ct iv a de l SE IN (M W ) Evolución de la Oferta de Generación en el SEIN

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

A pesar de disponer de otra fuente para producir electricidad es necesario mantener una reserva de alrededor del 30% de la potencia efectiva total del sistema para poder asegurar el abastecimiento de electricidad frente a cualquier riesgo hidrológico u otros.

Durante los años 2005 al 2008 a la par de un crecimiento económico elevado se tuvo un crecimiento alto de la demanda del sector eléctrico. Así, gracias al proyecto Camisea, además de que el gas natural se estableció a un precio económico (1.00 US$/MMBTU), permitió la instalación nuevas unidades de generación eléctrica (turbinas a gas de ciclo simple) en tiempos reducidos en comparación la construcción de centrales eléctricas a hidráulicas.

(23)

6 CONTEXTO DEL AÑO BASE 2009

6.1 Reservas de Energéticos.

La clasificación de las reservas de los energéticos se realizan mediante diversos métodos según estas sean recursos de hidrocarburos, hidrológicos, eólicos, etc. Las reservas probadas hidroenergéticas se definen como la energía promedio producible en un año en las centrales hidroeléctricas que actualmente se encuentran en operación, en construcción, en proyecto y las que tengan estudios de factibilidad y definitivos. En el caso de hidrocarburos como el petróleo y otros se realiza mediante los siguientes conceptos:

A. Las Reservas Probadas (1P).- son aquellas que mediante el análisis de datos de

geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser recuperables comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación y reglamentación gubernamental definidas. Si se usan los métodos deterministas, el término certeza razonable intenta expresar un alto grado de confianza de que las cantidades serán recuperadas. Si se usan los métodos probabilistas, debería haber por lo menos un 90% de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán las estimaciones.

B. Las Reservas Probables (2P).- son aquellas Reservas adicionales en las cuales el

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

C. Las Reservas Posibles (3P).- son aquellas Reservas adicionales en las cuales el

análisis de los datos de geociencias y de ingeniería sugiere que son menos probables a ser recuperadas, que las Reservas Probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de Reservas Probadas más Reservas Probables más Reservas Posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos

(24)

probabilistas, debería existir por lo menos una probabilidad de 10%, de que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P.

Según el balance nacional de energía del año 2009 publicado por el Ministerio de Energía y Minas, las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 2008, fueron aproximadamente de 26 471 442 TJ. Las cuáles están distribuidas por fuentes de la siguiente manera:

I. GAS NATURAL.- Las reservas probadas de gas natural a diciembre de 2009

representan el mayor porcentaje en términos energéticos (45,1%), alcanzando los 345,5 x 109 m3 (12,20 x 1012 ft3). Con respecto al año 2008, las reservas probadas de gas natural se han incrementado en 3,21 %.

II. LÍQUIDOS DE GAS NATURAL.- Las reservas probadas de líquidos de gas natural

fueron del orden de 104,64 x 106 m3 (658,2 x 106 bbl). En relación al año 2008 se tuvo una disminución de 2,34%.

III. HIDROENERGIA.- Las reservas probadas de hidroenergía totalizan 1,3 x 106 GW.h.

IV. PETRÓLEO CRUDO.- Las reservas probadas de petróleo crudo a fines de 2009,

fueron del orden de los 84,68 x 106 m3 (532,66 x 106 bbl).

V. CARBÓN MINERAL.- Las reservas probadas de carbón mineral a fines de 2009,

fueron cercanas a las 38,07 x 106 ton, correspondiendo en cerca de un 82,24% a carbón del tipo antracita y el resto a carbón bituminoso. Las Regiones La Libertad, Ancash y Lima son las que poseen las mayores reservas de carbón mineral, del total nacional.

VI. URANIO.- Las reservas probadas de uranio son del orden de 1 800 ton y están

localizadas en la parte nor occidental del área de distribución de los volcánicos de la formación Quenamari, distrito de Corani, provincia de Carabaya, Región Puno. Tales reservas fueron obtenidas mediante el “prospecto uranífero Chapi” entre 1984 – 1986 y confirmadas mediante el inventario de reservas probadas de 1989, después del cual no se realizaron más actividades exploratorias.

Las reservas probadas de energía comercial por fuente primaria se muestra en el cuadro a continuación. Como se puede apreciar la mayor proporción de energía comercial al año 2009 corresponde al gas natural seguida por la hidroenergía.

(25)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 25 RESERVAS PROBADAS DE ENERGÍA COMERCIAL: 2009

(TJ)

6.2 Consumo de energía por fuentes y sectores.

El contexto del año base se caracteriza por el mayor consumo de hidrocarburos líquidos, en los últimos años debido al proyecto Camisea el gas natural se ha venido utilizando, principalmente en los sectores de transporte e industria. La importación de otras fuentes de energía (petróleo principalmente) en el 2008 llego a ser 6 veces más cara que el precio del gas natural de Camisea por lo que en condiciones similares futuras será más rentable para el país la sustitución de los hidrocarburos líquidos por gas natural en donde sea posible. En el cuadro siguiente se muestra la variación del consumo de energía por fuentes para el año base 2009 comparado con el año anterior 2008.

Consumo de Energía por Fuentes Año 2008 y 2009 (TJ)

(26)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 26 Consumo de Energía por Sectores

Año 2008 y 2009 (TJ)

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

Por otra parte la Balanza Comercial de Hidrocarburos del País es deficitaria y depende de forma importante del precio internacional del petróleo (precio WTI). En el 2008 el déficit de la Balanza Comercial fue de US$ 7 millones por día reduciéndose a US$ 2.5 millones por día en el 2009 mayormente por el efecto del precio internacional del crudo que antes de la crisis económica logró pasar los 140 US$ por barril y luego cayó hasta el orden los 40 US$.

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

6.3 Producción de energía primaria

En el año 2009, la producción de energía primaria fue 633 591 TJ superior en 10,9% respecto al año anterior. Este incremento, se debió principalmente al aumento de la producción de gas natural y sus líquidos, el cual en relación al 2008 se incremento en 29,1%. Por otro lado, desde hace algunos años, se mantiene una tendencia decreciente en la producción de petróleo crudo, debido a un menor rendimiento de los pozos en operación.

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

(27)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 27 Producción de Energía

Año 2008 y 2009 (TJ)

6.4 Importación y exportación de energía primaria

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

El petróleo crudo importado es utilizado para satisfacer los requerimientos de las refinerías, que no pueden ser abastecidas por nuestra producción, debido a la baja calidad del crudo nacional. Durante el año 2009, se vendió al exterior 40 323 TJ de energía primaria, petróleo crudo en su totalidad, ver cuadro siguiente. Con relación al año anterior, las exportaciones se han incrementado en 5,6%, debido a la intensificación de la producción de los pozos y la incorporación de nuevos.

Importaciones y exportaciones de energía primaria Año 2009

(28)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 28 6.5 Situación de la producción y abastecimiento de electricidad.

Como se ha visto anteriormente el crecimiento del sector eléctrico ha sido sostenido durante la última década y con tasas de crecimiento altas, este crecimiento se produce no sólo por el aumento de la demanda residencial o vegetativa sino en forma importante también por el aumento del consumo de los clientes libres (mayormente mineros) los que actualmente consumen entre 1700 a 1400 MW, es decir aproximadamente un 30% a 35% de la demanda total de electricidad. El crecimiento de la demanda eléctrica espacial ha sido mayor en las zonas Norte y Sur, por el contrario Lima sólo creció a tasas del 2.3%. La distribución espacial de la demanda eléctrica de potencia se muestra en el cuadro siguiente:

Distribución especial de la demanda eléctrica

NORTE: Demanda total: 719 MW 15.7% CENTRO: Demanda total: 3018 MW 65.9% SUR: Demanda total: 843 MW 18.4% Fuente : COES

En el campo de la generación eléctrica, si bien el ingreso del gas natural de Camisea ha significado la disponibilidad de un recurso que permita tener una mayor capacidad y diversidad de generación eléctrica, también ha generado una concentración de esta, pues la mayor parte de la nueva generación a gas natural no sólo se ha instalado en la zona centro del Péru sino principalmente en la zona de Chilca y la ciudad de Lima. En el cuadro siguiente se puede observar la concentración de la generación en la zona centro.

(29)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 29 Crecimiento espacial de la generación eléctrica por zonas geográficas.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR NO RT E CE NT RO _SUR 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 MW TERMO HIDRO Total SEIN Fuente: COES

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

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

En el 2009, la capacidad de transporte hacia Lima de TGP (300 Millones de Pies Cúbicos por Día = MPCD) estuvo operando a plena carga, esperándose que el aumento a 450 MPCD, en el 2010, permita satisfacer la demanda. Sobre esto último semanas atrás el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) ha expresado la posibilidad de tener restricciones de suministro eléctrico si es que la ampliación de la capacidad del ducto sufre retrasos en los años 2012 y 2013, debido a la falta de capacidad de transporte de gas natural hacia el polo producción de energía eléctrica de Chilca como se puede apreciar en el gráfico siguiente.

(30)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 30 Consumo de gas natural esperado para generación eléctrica

versus la capacidad del ducto hacia Chilca.

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 E ne-09 Ab r-0 9 Ju l-0 9 Oc t-0 9 E ne-10 Ab r-1 0 Ju l-1 0 Oc t-1 0 E ne-11 Ab r-1 1 Ju l-1 1 Oc t-1 1 E ne-12 Ab r-1 2 Ju l-1 2 Oc t-1 2 E ne-13 Ab r-1 3 Ju l-1 3 Oc t-1 3 MMP C D

OTROS USOS. Despacho de CCTT a GN. Asociadas al ducto de 18".

Capacidad Máxima CC.TT Calana y Mollendo.

Fuente : COES

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

(31)

7 RESUMEN DE LOS ESCENARIOS SIMULADOS

La elaboración de los escenarios de mediano y largo plazo toma en cuenta la infraestructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos 6 años. Asimismo el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la coyuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción, el análisis se centrará en la coyuntura de los próximos de la generación de electricidad.

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

• Mejoramiento de la Eficiencia Energética en todos los niveles de consumo. • Promoción de Centrales Hidroeléctricas en todos los escenarios.

• Mejoramiento del transporte y distribución de GN y derivados de petróleo. • Promoción de instalación de ciclos combinados a GN.

• Diversificar la matriz en base a energías renovables – convencionales y no convencionales, hidrocarburos, geotermal y nuclear que garanticen la seguridad energética del País.

• Mayor uso del GLP residencial y rural • Ingreso de la industria Petroquímica

• Promoción de la electrificación rural alcanzar la cobertura total del servicio. • Sustituir equipos de cocción tradicional por equipos eficientemente energéticos. • Alcanzar una balanza comercial positiva de hidrocarburos.

• Sistemas descentralizados en distribución de GN en todos los sectores de consumo del País.

• Limitar el uso de energía fósil a través de medidas impositivas que afecten el consumo de los combustibles contaminantes y menos eficientes.

• Limitar el uso de la biomasa en la matriz energética nacional.

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

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

(32)

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

Condiciones asumidas por escenario para la Demanda. Demanda

Nombre Horizonte Años Economía PBI Electricidad Gas Natural Exportación

Gas Natural Hidrocarburos

Escenario A Mediano Plazo 2011 ‐ 2016 Desarrollo

Alto 6.0% 10.0%

PRH + Plan de Obras

de GGEE al 2016 Si Mayor a PRH

Escenario B Mediano Plazo 2011 ‐ 2016 Desarrollo

Medio 5.0% 8.0%

PRH + Plan de Obras de GGEE al 2016 Si

Plan Referencial Hidrocaburos

Escenario I Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Desarrollo

Alto 5.0% 8.0% PRH + varia GGEE + Petroquimica 2013 Si Hasta el 2029 Mayor a PRH ‐ cambio a gas natural en sector transporte e industria

Escenario II Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Desarrollo

Medio 4.5% 7.0% PRH + varia GGEE + Petroquimica 2013 Si Hasta el 2029 PRH ‐ cambio a gas natural en sector transporte e industria Hidrocaburos

Escenario III Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Desarrollo

Bajo 4.0% 6.0% PRH + varia GGEE + Petroquimica 2015 Si Hasta el 2029 Menor a PRH ‐ cambio a gas natural en sector transporte e industria

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

Condiciones asumidas por escenario para la Oferta.

Oferta

Nombre Horizonte Años Electricidad Gas Natural Reservas

GN Hidrocarburos

Reservas HC

Escenario A Mediano Plazo 2011 ‐ 2016 COES + Licitaciones + Reserva Fría + RER

Ampliación hasta 450

MMPCD hacia Lima ‐ Existente ‐

Escenario B Mediano Plazo 2011 ‐ 2016 COES + Licitaciones + Reserva Fría + RER Ampliación hasta 450 MMPCD hacia Lima ‐ Existente ‐ Escenario I Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Hidroeléctricas principalmente + Nuclear 2030 + RER 1800 MMPCD de producción 2020 11.0 TCF Existente Sin Nuevas Reservas Escenario II Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Hidroeléctricas principalmente + Nuclear 2030 + RER 1800 MMPCD de producción 2030 11.0 TCF + Nuevas Reservas Existente Nuevas Reservas Escenario III Largo Plazo 2011 ‐ 2040 Hidroeléctricas principalmente + Nuclear 2030 + RER Hasta 1550 MMPCD 11.0 TCF + Nuevas Reservas Existente Nuevas Reservas

(33)

8 RESULTADOS DE ESCENARIOS TENDENCIALES DEL 2011 AL 2016

Los resultados de los escenarios tendenciales tomaron en cuenta la infraestructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos 6 años. Asimismo el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la coyuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción. Los valores de las tendencias económicas se han tomado de los estudios encargados por CEPLAN para el quinquenio del 2011 al 2016.

Crecimiento económico asumido Tasas de PBI 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 MEDIO 8.7% 5.8% 5.5% 4.9% 4.1% 5.2% 4.4% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 BAJO 8.7% 4.5% 4.5% 4.5% 4.0% 4.5% 4.0% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 ALTO 8.7% 6.5% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0%

Las tasas de crecimiento anual del escenario medio corresponden a las proyecciones tendenciales recibidas de CEPLAN. Las proyecciones de crecimiento ALTO corresponden a las expectativas de crecimiento del Banco Central de Reserva (BCRP) y del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF).

8.1 Escenario A

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

8.1.1 Demanda

8.1.1.1 Crecimiento Económico

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

(34)

8.1.1.2 Electricidad

Para el caso de la electricidad se ha considerado el mayor crecimiento de la demanda eléctrica. Considerando las estimaciones globales elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad 2008, el último proceso de Fijación de Tarifas en Barra elaborado por OSINERGMIN, así como las últimas proyecciones elaboradas por el COES.

Proyección de demanda electricidad Escenario Alto AÑO GWH % MW % 2011 35052 8.1% 4967 7.5% 2012 37869 8.0% 5370 8.1% 2013 43374 14.5% 6100 13.6% 2014 48883 12.7% 6856 12.4% 2015 54085 10.6% 7440 8.5% 2016 57106 5.6% 7867 5.7% PROMEDIO 2011 - 2016 10.3% 9.6% ENERGÍA POTENCIA Fuente : COES 8.1.1.3 Gas Natural

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

En el gráfico siguiente se puede observar la demanda de gas natural proyectada para el mediano y largo plazo en el “Estudio para elaborar la Estrategia para el Desarrollo del Sector Energético”, desarrollado por OSINERGMIN, la fundación Bariloche y Cenergía, en el mismo se aprecia la capacidad de producción de los lotes 88 y 56 con una línea negra y además la capacidad de producción total contando con la entrada en explotación de otro lotes aledaños a Camisea según lo estimado por Perú LNG.

Como puede apreciarse hacia fines del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este gráfico incluye la demanda destinada a la exportación (Proyecto Perú LNG) asumiendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4.2 TCF de consumo de reservas.

(35)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 35 Demanda de Gas Natural versus oferta prevista

Periodo 2009 - 2028

Total Mercado Departamento de Lima y Callao

Total Mercado Sierra Central Total Mercado Departamento

de Ica

Total Mercado en la Región MacroSur Total Mercado Departamento

de Ancash Perú-LNG Generación Eléctrica Planta en Base a ETANO

0.0 400.0 800.0 1200.0 1600.0 2000.0 2400.0 2800.0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 MP C D

Total Mercado Departamento de Lima y Callao Total Mercado Sierra Central Total Mercado Departamento de Ica Total Mercado Departamento de Cusco Total Mercado en la Región MacroSur Total Mercado Departamento de Ancash

Perú-LNG Generación Eléctrica

Planta en Base a ETANO

Si se concretaran todas las proyecciones relevadas y se asume un

límite de 1548 MPCD como máximo a entregar por los lotes en producción de

Camisea, no habría gas suficiente para atender las demandas ya a a corto y mediano plazo en particular después de

2014-2016 1098 MPCD 1368 MPCD 1548 MPCD 2348 MPCD 2148 MPCD 1948 MPCD 1768 MPCD Hipótesis de ampliación de la oferta según PRH- DHH-MEM Diciembre de 2008

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

8.1.1.4 Hidrocarburos

En el caso de la demanda de Hidrocarburos los mayores consumidores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector Transporte e Industrial.

Se considera la sustitución de los hidrocarburos en los parques automotores de Lima e Industrial según la demanda estimada en el plan referencial de hidrocarburos y su reemplazo progresivo por Gas Natural Vehicular (GNV) en el caso de Lima. Sin embargo, al no haberse establecido en ningún plan de energía metas concretas sobre cuánto del parque automotor se busca cambiar a gas natural, las simulaciones han tomado en consideración un comportamiento tendencial en la sustitución de hidrocarburos líquidos por gas natural.

(36)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 36 8.1.2 Oferta

Se utilizará el plan de obras de construcción de centrales eléctricas establecido por el COES como se puede apreciar en el cuadro siguiente.

Plan de Obras de Generación 2011 - 2016

Fecha de

Ingreso Proyecto

Potencia (MW)

Jul-2011 C.H. Purmacana - ELÉCTRICA SANTA ROSA 1.8

Jul-2011 C.T. Central Biomasa Huaycoloro - PETRAMAS 4.4

Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Mollendo 60.0

Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Trujillo 60.0

Set-2011 C.H. Nueva Imperial - HIDROCAÑETE 4.0

Feb. 2012 C.H. Pias I - AGUAS Y ENERGIA PERÚ 12.6

Abr. 2012 C.H. Huasahuasi II - HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ 8.0

Jul. 2012 C.E. Central Eólica Talara - ENERGÍA EÓLICA 30.0

Jul. 2012 C.E. Central Eólica Cupisnique - ENERGÍA EÓLICA 80.0

Sep. 2012 C.T. Kallpa TV Ciclo Combinado (280 MW) 280.0

Oct. 2012 C.H. Huasahuasi I - HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ 7.8

Oct. 2012 C.H. Shima - Consorcio "Energoret Ingenieros Consultores / Manufacturas Industriales Mendoza 5.0

Dic. 2012 C.E. Central Eólica Marcona - CONSORCIO COBRA PERÚ/PERÚ ENERGÍA RENOVABLE 32.0

Dic. 2012 C.H. Yanapampa - ELÉCTRICA YANAPAMPA 4.1

Ene. 2013 C.H. Machupicchu II (101.8 MW) EGEMSA 101.8

Ene. 2013 C.S. Central Solar Panamericana - CONSORCIO PANAMERICANA SOLAR 20TS 20.0

Ene. 2013 C.S. Central Solar Majes - GRUPO T SOLAR GLOBAL 20.0

Ene. 2013 C.S. Central Solar Repartición - GRUPO T SOLAR GLOBAL 20.0

Ene. 2013 C.S. Central Solar Tacna - CONSORCIO TACNA SOLAR 20TS 20.0

Ene. 2013 C.H. Chancay - SINERSA 19.2

Ene. 2013 C.H. Angel I - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20.0

Ene. 2013 C.H. Angel II - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20.0

Ene. 2013 C.H. Angel III - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20.0

Ene. 2013 C.T. Nueva Esperanza (3 TG´s - 45 MW) 135.0

Feb. 2013 C.T. Quillabamba (4 TG´S - 50 MW) 200.0

Feb. 2013 C.H. Huanza (90.6 MW) 90.6

Abr. 2013 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TG1- TERMOCHILCA 196.4

Abr. 2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2+TV - Ciclo Combinado - FENIX 534.3

Ago. 2013 C.T. Chilca TV Ciclo Combinado (230 MW) 303.5

Oct. 2013 C.T. TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Talara) 200.0

Oct. 2013 C.T. TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Trujillo) 200.0

Oct. 2013 C.T. TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - SUR (Ilo) 400.0

Abr. 2014 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TV - Ciclo Combinado - TERMOCHILCA 99.3

Jul. 2014 C.H. Santa Teresa 90.7

Jul. 2014 C.T. El Faro TG Ciclo Abierto a GN - SHOUGESA 169.0

Oct-2014 C.H. Quitaracsa 112.0

Dic. 2014 C.H. Cheves (168 MW) - SN POWER 168.0

Ene. 2015 C.H. La Virgen 64.0

Jul. 2015 C.T. El Faro TV Ciclo Combinado 88.0

Dic-2015 C.H. Chaglla - EMPRESA DE GENERACION HUALLAGA 400.0

(37)

Como se puede apreciar la nueva generación eléctrica será casi en su totalidad termoeléctrica con gas natural hasta el año 2013 en unos 2000 MW incluyendo la instalación de las centrales térmicas consideradas como reserva fría (600 MW), durante este mismo periodo la hidroeléctrica de mayor tamaño a entrar en operación será la ampliación de la central Machupicchu. La participación de las energías renovables (RER) es de acuerdo a los resultados de las dos últimas subastas realizadas por OSINERGMIN.

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

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

Se prevé que para el año 2014 en la zona de Chilca se concentre alrededor de 3000 a 4000 MW utilizando gas natural en su mayoría ciclo combinado.

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

8.1.2.2 Gas Natural

Para el mediano plazo se considera como parte de la demanda el proyecto de exportación de Perú LNG. Como se ha venido indicando anteriormente existe riesgo de falta de capacidad de transporte hacia Lima para generación eléctrica la misma que requerirá de tener a tiempo en operación las ampliaciones esperadas como se aprecia en los gráficos de las páginas 30 y 35.

En los campos de proyección de consumos residenciales e industriales se utilizará la demanda proyectada en el plan referencial de hidrocarburos así como en los procesos de fijación de tarifas de gas natural.

(38)

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

8.1.3 Resultados del Escenario A

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

8.1.3.1 Demanda de energía final

Los análisis muestran que la demanda de energía final crecerá a una tasa del 6.5% promedio anual en el periodo 2010 - 2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 380 000 Terajoules, destacándose el crecimiento del diesel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica. La principal fuente sustituida es la gasolina, la cual se remplaza por GNV particularmente en el transporte. El alto crecimiento en el año 2013 se debe al ingreso de la industria petroquímica.

Demanda de Energía Final Escenario A

(39)

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

Distribución Sectorial del Consumo

Estructura de la matriz energética Escenario A

(40)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 40 Estructura de la matriz energética

Escenario A Demanda – Año 2016

8.2 Escenario B

8.2.1 Demanda

8.2.1.1 Crecimiento Económico

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

PBI Población PBI per - capita

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

2008 191,505 28.23 6,785 2009 193,155 28.54 6,767 2010 209,960 28.86 7,274 2011 222,186 29.19 7,611 2012 234,485 29.52 7,943 2013 246,017 29.85 8,241 2014 256,140 30.18 8,487 2015 269,451 30.51 8,831 2016 281,315 30.84 9,122 Fuente: BCRP, INEI

Elaboración y Proyección: Propia Año

PBI y PBI percapita (en soles constantes) 2008-2016

(41)

PBI Población PBI per - capita

(en mill. de US$) (en mill. de personas) (en US$)

2008 128,933 28.23 4,568 2009 126,708 28.54 4,439 2010 144,710 28.86 5,013 2011 162,515 29.19 5,567 2012 177,781 29.52 6,022 2013 194,066 29.85 6,501 2014 210,293 30.18 6,967 2015 234,768 30.51 7,695 2016 254,145 30.84 8,241

Fuente: BCRP, CEPAL, INEI Elaboración y Proyección: Propia

PBI y PBI percapita (en dólares corrientes) 2008-2016

Año

Para el caso de la electricidad se considerará un crecimiento medio. Considerando las estimaciones globales elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad 2008 y las últimas proyecciones del COES y OSINERGMIN.

Proyección de demanda electricidad Escenario Medio ENERGIA POTENCIA Año GWh % MW % 2011 34704 8.1% 5035 7.5% 2012 37631 8.4% 5566 10.5% 2013 40665 8.1% 6034 8.4% 2014 45325 11.5% 6723 11.4% 2015 49739 9.7% 7265 8.1% 2016 53077 6.7% 7739 6.5% PROMEDIO 2011 ‐ 2016 8.75% 8.74% 8.2.1.3 Gas Natural

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

Como puede apreciarse en el gráfico de la página 35 hacia fines del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este gráfico incluye la demanda

(42)

destinada a la exportación (Proyecto Perú LNG) asumiendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4.2 TCF de consumo de reservas.

En el caso de la demanda de Hidrocarburos los mayores consumidores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector Transporte e Industrial. Se preverá la sustitución de los hidrocarburos en los parques automotores de Lima e Industrial según la demanda estimada en el plan referencial de hidrocarburos.

8.2.2 Oferta

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

8.2.2.2 Gas Natural

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

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

8.2.3 Resultados del Escenario B

A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los análisis muestran que la demanda de energía final crecerá a una tasa del 5.0% promedio anual en el periodo 2010 - 2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 300 000 Terajoules, destacándose el crecimiento del diesel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica.

(43)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 43 Demanda de Energía Final

Escenario B

La demanda estimada en el escenario base por sectores económicos se muestran en la Figura siguiente.

(44)

Ricardo Roman Alejos Garcia | 44 Estructura de la matriz energética

Escenario B Demanda – Año 2010

Estructura de la matriz energética Escenario B