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A diez años del Proyecto Camisea
Gráfico 10-11: Evolución de la matriz energética del sector eléctrico peruano
Gráfico 10 -12: Ahorros anuales en costos de generación por el ingreso del Proyecto Camisea
Fuente: GART-Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin.
Fuentes: IEA y Osinergmin. Elaboración: OEE-Osinergmin.
de la producción eléctrica. En los últimos 10 años, la tendencia de la
participación del GN ha sido creciente. En 2013, el GN representó 43%
de la matriz energética de electricidad, convirtiéndose en uno de los
pilares que sostiene el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (ver
gráfico 10-11).
Por otro lado, en la actividad del transporte se diseñó el mecanismo
de GRP. Como se explicó en el capítulo 5, permitió un flujo asegurado
de ingresos al concesionario, mediante un recargo en las tarifas de los
usuarios finales.
La presente sección tiene como objetivo realizar un análisis para medir
el impacto aproximado del Proyecto Camisea en el sector eléctrico. Es
preciso mencionar que los diversos trabajos realizados hasta el momento
se formularon de forma ex-ante, es decir, se emplearon proyecciones para
sustentar la mayoría de sus resultados. El presente análisis, en cambio,
se ha formulado de manera ex-post (tras haber transcurrido 10 años del
inicio de operación del proyecto). En otras palabras, la interrogante a
resolver es: ¿cuán beneficioso ha sido el Proyecto Camisea para el sector
eléctrico en los últimos 10 años
Sobre la cuantificación de los ahorros se han propuesto dos escenarios
teóricos de abastecimiento 88 . En el primero, se plantea sin Camisea
(contrafactual), y se realiza la configuración del sistema eléctrico, tomando
en cuenta la existencia y factibilidad de generación a diésel, carbón y
fuerza hidráulica como tecnologías disponibles. En el segundo se plantea
el escenario con Camisea (observado o real), y se realiza la configuración
del sistema eléctrico, tomando en cuenta la existencia y factibilidad de
generación a diésel, GN a ciclo simple, GN a ciclo combinado y fuerza
hidráulica, como tecnologías disponibles 89 .
En cada uno de los escenarios se ha obtenido el parque generador
óptimo 90 . Para este procedimiento se utilizó parámetros de costos fijos,
costos variables y patrones de demanda de energía (diagrama de carga),
tal como será mostrado en las secciones subsiguientes (ver cuadro A.10-5
en el Anexo Digital para más detalles).
Los resultados de las estimaciones se muestran en dos subsecciones.
En la primera se analizan los ahorros anuales en las tarifas eléctricas
en barra netos de la GRP, comparando los dos escenarios teóricos de
abastecimiento 91 . De este resultado se obtiene el valor descontado a 2013 92
del ahorro neto. En la segunda se analizan los ahorros reemplazando la
energía producida a GN-ciclo combinado (CC) y GN-ciclo simple (CS) por
diésel y carbón, respectivamente. Luego se valoriza la energía reemplazada
al costo variable unitario de cada combustible para cuantificar los ahorros
en costos de generación.
El gráfico 10-12 muestra el ahorro anual (por mayor eficiencia productiva)
que se generó a partir del ingreso del GN de Camisea (las tecnologías
implementadas por el ingreso de GN son ciclo simple –CS- y ciclo
combinado –CC-). Asimismo, se observa que las centrales a carbónpierden
factibilidad; no obstante, eso solo sucede en el escenario teórico, puesto
que el parque generador peruano sigue utilizando carbón 93 para la
generación eléctrica.
El efecto principal de la comparación de ambos escenarios teóricos es una
reducción en la participación de la generación eléctrica de las centrales
hidráulicas y de diésel, producto de una reconfiguración en los tiempos
óptimos de uso de cada tecnología, cedidos a las centrales a GN. Según
las estadísticas anuales de operación del COES-SINAC a nivel de energía,
las centrales hidráulicas pasaron de tener 84% de participación en la
generación de electricidad en 2003, a 53% en 2013.
Tarifas eléctricas en barra
Para cada uno de los escenarios teóricos de abastecimiento se calcularon
precios marginales promedio de la energía de cada año desde 2000 a 2013.
Además, se tomaron los valores desde 2000, debido a que la metodología
de fijación de tarifas de la GART consideraba las proyecciones de la oferta
de los 48 meses siguientes. Es decir, en la fijación tarifaria de mayo del
2000 se incorporó por primera vez a la central de Ventanilla en el parque
generador, por lo que desde el año 2000 ya se observa una leve reducción
tarifaria 94 .
Los datos obtenidos de los escenarios teóricos de abastecimiento son
utilizados para el cálculo del precio en barra de la energía 95 mediante la
siguiente fórmula 96 :
Es importante mencionar que desde 2010, se utilizaron las proyecciones
de demanda del Procedimiento de Fijación de Precios en Barra Periodo
mayo 2014 - abril 2015 de la GART. En el caso de los costos marginales,
se proyectaron utilizando la tasa de crecimiento promedio del precio
marginal de la energía de los últimos 10 años.
Los resultados de ambos escenarios teóricos de abastecimiento sirven
para calcular el ahorro como porcentaje del precio en barra de la energía
-170- -171-