Apuntes para el Plan Energético Nacional - osinergmin

Política y matriz energéticaApuntes para elPlan EnergéticoNacionalElectricidad e HidrocarburosOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía y MineríaGerencia Adjunta de Regulación TarifariaDivisión de Gas Natural1

Apuntes para el Plan Energético NacionalPublicación 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 GARTGerente Adjunto GART:Gerente de División de Gas Natural:Asesor Técnico GART:Especialistas:Víctor Ormeño SalcedoLuis Espinoza QuiñonesCarlos Palacios OliveraDaniel Hokama KuwaeVirginia Barreda GradosPor Teps GroupEditor Responsable:Asistente de Edición:Diseñador:Pedro Hugo MoroteGladis Espinoza CernaPablo Quispe SánchezEdiciónOSINERGMINGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GARTDivisión de Gas NaturalAv. Canadá 1460 – San Borja – Lima 14Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491Copyright © OSINERGMIN-GART 2008La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siemprey cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART.ISBN: …………….2

PresentaciónPresentaciónEl ‘Plan Referencial de Energía al 2015’, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas sobrela base del estudio integral de energía, es un documento que muestra la situación del sectorenergía y las proyecciones de la demanda, la oferta, las inversiones y la balanza comercial paraun planeamiento que tiene como horizonte el año 2015. Dada la dinámica del sector, el Planse enriquece y perfecciona para afrontar los cambios y variables del mercado energético en ellago plazo.OSINERGMIN, por su parte, como organismo regulador de los servicios públicos de electricidady gas natural, intervine en forma permanente en el desarrollo de las Políticas de Estado del sectorcon propuestas e iniciativas que buscan asegurar la disponibilidad de energía para asegurarel desenvolvimiento socio-económico del país. De ahí que dentro de este accionar institucionalse inscriba la elaboración y publicación del documento ‘Apuntes para el Plan Energético Nacional’elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART, y que contiene aportespuntuales del organismo regulador susceptibles de ser recogidos por el Plan Referencial deEnergía al 2015’. El alcance de estas contribuciones son descritas en el presente documentosegún el siguiente plan editorial:El primer capítulo analiza el panorama del mercado energético internacional y nacional, y se presentanla 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 campode la energía y de la matriz energética actual, donde se contextualiza la realidad del Perú con elescenario global y regional, asimismo presenta un análisis de la balanza comercial de hidrocarburos,del sector eléctrico y del gas natural.El tercer capítulo presenta la problemática del sector eléctrico, en donde se explica y analiza la “crisisde precios” que experimenta el sector eléctrico y la relación que tiene en ella el gas natural.3

Apuntes para el Plan Energético NacionalEn el cuarto capítulo se presentan las propuestas y proyecciones realizadas por OSINERGMINcomo un aporte para solucionar la problemática del Perú en cuanto sus futuros requerimientosde energía, y, asimismo, apoyar en la construcción de las bases para la elaboración de una PolíticaEnergética de Estado, fundamentada en la aceptación de la volatilidad de los recursos, yen la necesidad del país de buscar nuevas fuentes de energía así como desarrollar aquellas queabundan, como la hidráulica, que en un corto o largo plazo pueden ayudar a enfrentar eventualescrisis de energía.La GART espera, por tanto, que esta publicación cumpla su cometido.4

IntroducciónIntroducción5

Apuntes para el Plan Energético Nacional6

Introducción7

Apuntes para el Plan Energético Nacional8

Introducción9

Apuntes para el Plan Energético Nacional10

Introducción11

Apuntes para el Plan Energético Nacional12

Introducción13

Apuntes para el Plan Energético Nacional14

ÍndiceÍndicePresentación................................................................................................................................ 3Introducción................................................................................................................................. 5Capítulo I:Panorama del mercado energético nacional.............................................................................. 191.Producción.............................................................................................................................. 201.1. Electricidad......................................................................................................................... 201.2.Gas Natural.......................................................................................................................... 221.3.Petróleo ............................................................................................................................... 251.4.Hidrocarburos Líquidos........................................................................................................ 251.5.Carbón.................................................................................................................................. 272.Demanda................................................................................................................................. 282.1.Electricidad.......................................................................................................................... 282.2.Hidrocarburos Líquidos........................................................................................................ 283.Venta....................................................................................................................................... 303.1.Electricidad.......................................................................................................................... 303.2.Gas Natural.......................................................................................................................... 303.3.Petróleo................................................................................................................................ 314.Reservas.................................................................................................................................. 324.1.Gas Natural.......................................................................................................................... 324.2.Petróleo................................................................................................................................ 334.3.Hidrocarburos Líquidos........................................................................................................ 345.Sectores de consumo.............................................................................................................. 346.Conclusiones........................................................................................................................... 35Capítulo II:Política y matriz energética....................................................................................................... 3715

Apuntes para el Plan Energético Nacional1.Escenario global y regional..................................................................................................... 381.1.Energía y economía.............................................................................................................. 431.2.Futuro energético................................................................................................................ 452.Escenario Local........................................................................................................................ 462.1.La Balanza Comercial de Hidrocarburos............................................................................... 552.2.El sector eléctrico................................................................................................................. 562.3.Proyecto Camisea como instrumento de política energética...............................................592.4.La política energética actual................................................................................................ 633.Conclusiones........................................................................................................................... 68Capítulo III:Problemática Eléctrica............................................................................................................... 691.Problemática del sector.......................................................................................................... 721.1.Regulación del Sistema eléctrico peruano........................................................................... 732.Sistema energético actual....................................................................................................... 752.1.Garantía por LGN................................................................................................................. 782.2.Garantía por Diesel.............................................................................................................. 833.Alternativa para incrementar la seguridad del Sistema energético actual.............................854.Seguridad del Sistema energético futuro................................................................................ 865.Valor de la electricidad............................................................................................................ 886.Situación del sector energético............................................................................................... 917.Conclusiones........................................................................................................................... 94Capítulo IV:Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctrica del Perú.......................... 971.Costos de producción de electricidad.................................................................................... 981.1.Costos Fijos......................................................................................................................... 981.2.Costos Variables.................................................................................................................. 991.3.Costos Totales..................................................................................................................... 991.4.Costos Totales expresados por unidades de energía......................................................... 1011.5.Pago por potencia y energía.............................................................................................. 1021.6.Ingreso adicional por reducción de CO2............................................................................ 1031.7.Costos medios con reducción de CO2................................................................................ 1041.8.Efecto del transporte de gas natural en el costo de la unidad........................................... 1062.Conclusiones......................................................................................................................... 108Capítulo V:Propuestas y Proyecciones....................................................................................................... 1091.Propuestas para resolver el problema en el sector eléctrico................................................ 1111.1.Control de la reserva.......................................................................................................... 1111.2.Precio mínimo para la Tarifa en Barra................................................................................ 1111.3.Incentivos a la generación distribuida................................................................................ 1111.4.Costo fijo por el transporte de gas natural......................................................................... 1121.5.Reserva de gas natural cerca de las centrales eléctricas.................................................... 1121.6.Seguro de compras de energía en el spot.......................................................................... 1131.7.Pago de la capacidad de generación eléctrica................................................................... 1132.Revisión del pasado.............................................................................................................. 1132.1.Conclusión de la revisión................................................................................................... 1143.Proyección del futuro............................................................................................................ 11416

Índice3.1.Caso 1: Sin nueva generación............................................................................................ 1153.2.Caso 2: Con nueva generación.......................................................................................... 1184.Expansión del sector eléctrico y gas natural en el Perú....................................................... 1214.1.Análisis.............................................................................................................................. 1214.2.Competencia en el transporte de energía......................................................................... 1264.2.1.Transporte : Camisea-Ilo (Opción sierra)........................................................................ 1264.2.2.Transporte: Camisea-Ilo (Opción costa)......................................................................... 1274.2.3.Transporte: Lima-Chimbote (Opción costa).................................................................... 1284.2.4.Resumen de tarifas de transporte por gasoductos........................................................ 1294.3.Competencia térmico hidráulico....................................................................................... 1305.Proyecciones del sector energético..................................................................................... 1356.Conclusiones........................................................................................................................ 141Capítulo VI:Recomendaciones................................................................................................................... 143Anexos..................................................................................................................................... 145Anexo 1: Transporte actual de energía en el país (electroductos y gasoductos).................... 146Anexo 2: Transporte futuro de energía en el país (electroductos y gasoductos).................... 147Anexo 3: Potencial disponible de energía geotérmica............................................................ 148Anexo 4: Potencial disponible de energía eólica..................................................................... 149Anexo 5: Potencial disponible de energía solar...................................................................... 150Bibliografía.............................................................................................................................. 15117

Apuntes para el Plan Energético Nacional18

Panorama del mercado energético nacionalCapítulo IPanorama del mercadoenergético nacionalLa 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 desde1994, 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 variacionesanuales del PBI desde el año 1992.Gráfico Nº 1.1Producto Bruto interno: 1992 - 2007(Variación % anual)Fuente: INEI19

Apuntes para el Plan Energético NacionalEl crecimiento del PBI tiene una estrecha relación con la positiva evolución de todos los sectoreseconómicos, entre los cuales debe señalarse al sector energía sin cuya contribución es imposibleexplicar el desempeño de la economía nacional en el pasado reciente y su sostenibilidadfutura.El sector energía comprende los subsectores de electricidad, hidrocarburos, carbón y energíasrenovables, respecto a los cuales se hace en este capítulo una rápida exposición de los aspectosmás relevantes del comportamiento de la producción, demanda, ventas, reservas y otros aspectosde los subsectores indicados. La significación de cada uno de los subsectores se refleja en elGráfico Nº 1.2 que muestra la importancia de la participación cada uno de ellos en el conjuntodel sector energía, según el último Balance de Energía publicado por el Ministerio de Energíay Minas.Gráfico Nº 1.2Estructura del consumo final de energía por fuentes20Fuente: Balance Nacional de Energía1. Producción1.1. ElectricidadLa producción total de electricidad en 2007 fue de 28 133 GW.h, mientras que en 2006 fuede 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 529GW.h, cifra superior en 10,3%, 22,4%, 31,7%, 37,8% y 44,8% respecto a la producción delmismo mes de los años 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, tal como se muestra en el GráficoNº 1.3.Las empresas generadoras que han contribuido en mayor grado a la producción de energíaeléctrica a nivel nacional fueron Edegel con 25,8%, Electroperú con el 21,4%, Enersur con15,2%, 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 CuadroNº 1.1.

Gráfico Nº 1.3Producción mensual de energía eléctrica 2003 - 2008Panorama del mercado energético nacionalFuente: Ministerio de Energía y MinasCuadro Nº 1.1Producción de energía eléctrica por empresas - junio 2008Fuente: Ministerio de Energía y Minas21

Apuntes para el Plan Energético NacionalEn 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 1.4Producción de energía eléctrica por sistemaFuente: MInisterio de Energía y Minas1.2. Gas NaturalEn junio de 2008, la producción nacional de gas natural alcanzó 369,1 millones de piescúbicos 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 comparacióncon mayo del año 2008 la producción de gas natural ha crecido en 8,95%, productode la mayor demanda de las centrales de generación eléctrica. Como se muestra en elGráfico Nº 1.4, Pluspetrol Perú Corporation S.A. fue el mayor productor de gas natural con8 504 millones de pies cúbicos durante el mes de junio (283,5 millones de pies cúbicosdiarios), registrando un incremento de 10,32% con respecto a mayo de 2008. Con estevolumen de producción, Pluspetrol Perú Corporation S.A. se mantuvo como el principalproductor de gas natural con una participación del 76,8% del total nacional.Gráfico Nº 1.5Participación en la producciónde gas natural a junio 200822Fuente: Perupetro

Panorama del mercado energético nacionalAguaytía Energy del Perú S.A, operador del lote 31-C, es el segundo productor a nivelnacional con 1 370 millones de pies cúbicos durante junio (45,6 millones de pies cúbicosdiarios) representando el 12,4% de la producción nacional. Le siguen Petro Tech PeruanaS.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 producciónnacional, y Petrobras Energía Perú S.A., (operador del Lote X) que produjo 355 millones depies cúbicos en dicho mes, con una participación de 3,2%.Finalmente, la producción acumulada en el país en los primeros seis meses del 2008 fuede 53 742 millones de pies cúbicos, cantidad superior en 38,4% a la registrada durante elmismo período del 2007. Asimismo, en comparación con el año 2004, año que entró enoperación 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 quese obtuvo entre enero y junio del año 2004 (Ver Gráfico Nº 1.6).Gráfico Nº 1,6Producción acumulada de gas naturalEnero - Junio 2001 - 2008(Millones de Piés Cúbicos)Fuente: PerupetroEn tanto, en el año 2007, la producción reportada por las empresas productoras degas natural fue de 17,8 millones de m 3 /día, cifra superior en 101% a lo producido en el2006. Este incremento estuvo liderado por la producción de gas natural provenientede la empresa Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del PerúS.A. y. Petro Tech Peruana S.A.El Cuadro Nº 1.2 la producción total de gas natural en 2007, en miles de m 3 /día.23

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 1.2Producción de gas naturalFuente: PropiaM m 3 /día = Miles de metros cúbicos por día calendario.La producción de gas natural por empresa en 2007 se muestra en el Gráfico Nº1.7.Gráfico Nº 1.7Producción de gas natural por empresa2007Fuente: PropiaEn el primer semestre del año 2008, la producción fiscalizada de gas natural ha alcanzadolos 52 942 millones de pies cúbicos 1 .1Fuente: INEI.http://www1.inei.gob.pe/perucifrasHTM/inf-eco/pro029.htm24

1.3. PetróleoPanorama del mercado energético nacionalLa producción fiscalizada nacional de petróleo, en el año 2005 alcanzó los 40 622 578barriles. En el 2006, ascendió a los 42 187 082 barriles, y en 2007 alcanzó los 41 562 211barriles de petróleo.En el primer semestre del año 2008, la producción acumulada de petróleo asciende a13 499 762 barriles. Tan sólo en el mes de junio de 2008, la producción fiscalizada depetróleo ascendió a los 2 251 954 barriles, monto que fue distribuido porcentualmenteentre: 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 Nº1.8.Gráfico Nº 1.8Distribución porcentual depetróleo a junio 2008Fuente: Ministerio de Energía y Minas1.4. Hidrocarburos LíquidosEn junio de 2008, la producción nacional de hidrocarburos líquidos alcanzó los 6 542,51miles de barriles (218,08 miles de barriles por día). El 40,1% de la producción nacionalde derivados de petróleo corresponde a la Refinería La Pampilla (Repsol y Asociados); el29,5% a Refinería Talara (Petroperú); y 30,4% a otras refinerías menores, tales como: ElMilagro, Iquitos y Conchán (Petroperú), la Refinería Pucallpa (Maple Gas Co.) y las PlantasPisco (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 lasgasolinas: 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, delbutano: 28,65 miles de metros cúbicos, del intermediate fuel oil: 15,50 miles de metroscúbicos, de los asfaltos: 12,47 miles de metros cúbicos, del kerosene 8,03 miles de metroscúbicos, 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: 2,91miles de metros cúbicos, y otros productos con 229,55 miles de metros cúbicos, tal comose muestra en el Cuadro Nº 1.3.25

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 1.3Producción de hidrocarburos líquidos por refinería 2008(miles de m 3 )Fuente: Ministerio de Energía y Minas26

Gráfico Nº 1.9Participación en la Producción de Hidrocarburos Líquidosjunio 2008Panorama del mercado energético nacional1.5. CarbónFuente: Elaboración propiaDe acuerdo al Anuario Minero 2007 2 , la producción nacional de carbón alcanzó las 107,091toneladas y en el año 2007 alcanzó las 279,140 toneladas. De acuerdo a la información delBalance Nacional de Energía de 2006, la Región Libertad posee las mayores reservas decarbón existentes, con alrededor del 87% del total nacional, seguido por la región Ancashcon 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 elCuadro Nº 1.4.Cuadro Nº 1.4Producción de Carbón Mineral(En miles de kilos) 3Fuente: Dirección General de Minería- Ministerio de Energía y Minas2Libro elaborado por el Ministerio de Energía y Minas3Miles de kilos equivale a 10 3 de acuerdo al Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú, ‘Ley 23560’, aprobado el 31 de diciembrede 1982.27

Apuntes para el Plan Energético Nacional2. Demanda2.1. ElectricidadDe acuerdo al Boletín de Estadística Eléctrica de la Dirección General de Electricidad delMinisterio de Energía y Minas correspondiente a junio de 2008, la máxima demanda delSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en junio de 2008 fue 4091 MW, la mismaque se registró el 25 de junio a las 19:00 horas, cifra que representó un incremento de10,1% respecto a la máxima demanda del mismo mes en 2007, tal como se muestra en elGráfico Nº 1.10.Gráfico Nº 1.10Máxima demanda de Potencia mensual 2003 - 2008Fuente: Ministerio de Energía y Minas282.2. Hidrocarburos LíquidosA junio de 2008 la demanda interna de los hidrocarburos líquidos asciende a 154,62miles de barriles por día calendario (MBDC), siendo el Diesel Nº2 el combustible demayor demanda con 75,16 MBDC, seguido por el GLP, que registró un consumo de29,06 MBDC y las gasolinas que registraron un consumo de 23,58 MBDC, y los residualescon una demanda de 14,14 MBDC, mientras que los consumos del turbo ykerosene llegaron a 11,67 MBDC y 1,01 MBDC respectivamente, tal como se muestraen 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 porel GLP con una demanda de 27,40 MBDC, y las gasolinas con una demanda de 23,07MBDC, y los residuales con una demanda de 13,34 MBDC, mientras que el turbo y elkerosene llegaron a 11,41 MBDC y 1,26 MBDC respectivamente.

Cuadro Nº 1.5Demanda interna de hidrocarburos líquidos a junio de 2008Panorama del mercado energético nacionalFuente: Ministerio de Energía y MinasGráfico Nº 1.11Demanda total de hidrocarburos líquidos a junio 2008Fuente: PropiaGráfico Nº 1.12Demanda total de hidrocarburos líquidos - 2007Fuente: Propia29

Apuntes para el Plan Energético Nacional3. Venta3.1. ElectricidadLa 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 relaciónal mes de junio de 2006 este aumento fue 22%, y con respecto a los años 2005, 2004y 2003, los incrementos fueron 31,2%, 38,5% y 46,4%, respectivamente. (Ver Gráfico Nº1.13)Gráfico Nº 1.13Venta mensual de energía a cliente final 2003 -2008Fuente: Ministerio de Energía y Minas3.2. Gas NaturalLa venta de gas natural reportada por las empresas productoras fue de 7,3 millones dem 3 /día, cifra superior en 52,6% a la vendida en el año 2006. Este incremento estuvo lideradopor la venta de gas natural proveniente de las empresas Pluspetrol Perú CorporationS.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y. Petro Tech Peruana S.A.Cuadro Nº 1.6Participación en las ventas de gas natural - 200730Fuente: Propia

Panorama del mercado energético nacionalLas empresas que han tenido mayor venta de gas natural durante el año 2007 fueron PluspetrolPerú Corporation S.A. con 74%, Aguaytía Energy del Perú S.A. con 11%, las que enconjunto representan el 85% de la producción total del país. (Ver Cuadro Nº 1.6 y Gráfico1.14).Gráfico Nº 1.14Venta de gas natural por empresa 2007Fuente: PropiaLa producción de gas natural está concentrada en la selva peruana (87,9%), donde se encuentranlas 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, seregistró una venta diaria promedio de 7,3 millones de m 3 /día.3.3. PetróleoDurante el año 2007 las ventas en el mercado interno fueron de 50 815 760 barriles dederivados de petróleo, donde Diesel N°2 alcanzó el mayor volumen de ventas con 23 690121 barriles (46,6%), seguido del GLP (19%), que en estos últimos años ha incrementadonotablemente su demanda, otros productos importantes por el volumen demandado fueronlas gasolinas de uso motor (15,1%) y los combustibles residuales (12,4%).La venta interna de combustibles derivados de petróleo durante los primeros seis mesesde 2008 es la siguiente:En enero la venta en promedio diario fue de 135,69 MBPD. El mayor porcentaje de ventaslo 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 presentóel Diesel Nº2 con 48,1%, seguido del GLP con 18,6%, las gasolinas con 15,07% y losresiduales 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 ventasse debió principalmente a las menores ventas de Diesel Nº2 y residual 500 por parte de laRefinería La Pampilla, las ventas de Diesel Nº2 representan 47,2% los residuales 10,2%, elGLP 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 Minas6Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, marzo 2008, Ministerio de Energía y Minas.31

Apuntes para el Plan Energético NacionalEn abril, la venta interna de combustibles derivados de petróleo en promedio diario fue de152,55 MBPD. El aumento en las ventas se debió principalmente a los mayores consumosde Diesel Nº2, GLP y residual 500. La Refinería La Pampilla vendió más diesel que el mesanterior 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 lasventas totales, respectivamente.En tanto, en mayo, la venta en promedio diario fue de 153,30 MBPD. Este aumento sedebió primordialmente a los mayores consumos de Diesel Nº2, GLP, gasolinas motor yresidual 500. Las ventas de Diesel Nº2 expresan el 50,6% y el GLP el 15,8% 8 de las ventastotales.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 gasolinasel 13,6%, de las ventas totales, en ese orden 9 .4. ReservasLas reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 2006 10 , fueron aproximadamente25 800 184 TJ 11 .Los datos que se presentan a continuación fueron extraídos del Libro Anual de Reservas2006, realizado por el Ministerio de Energía y Minas.4.1. Gas NaturalLas reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 11 821 TCF 12que comparadas con las del año 2006 (11,842 TCF) representa una ligera disminución de0,18% básicamente por la producción extraída durante el año 2007.Cuadro Nº 1.7Reservas probadas de gas natural 2007 (TCF)Fuente: Ministerio de Energía y MinasLas reservas probadas de líquidos de gas natural al 31 de diciembre de 2007 asciendena 674,1 MMSTB, que comparadas con las del año 2006 (681,5 MMSTB) representa unaligera disminución del 1,08%, debido a la producción obtenida en el año 2007, tal como semuestra 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 joules12Tera Pies Cúbicos32

Cuadro Nº 1.8Reservas probadas de LGN MSTB (2007)Panorama del mercado energético nacionalFuente: Ministerio de Energía y MinasEn tanto, el Gráfico Nº 1.15 muestra las reservas y demanda de gas natural por un periodode 20 años.Gráfico Nº 1.15Reservas y demanda de gas natural de los Lotes 88 y 56Camisea 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 Minas4.2. PetróleoLas reservas probadas de petróleo, estimadas al 31 de diciembre de 2007, ascienden a447,4 MMSTB 13 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 enla selva, costa norte y el Zócalo Continental, reclasificación de reservas e identificación denuevas ubicaciones para perforar y nuevos trabajos de reacondicionamiento.13Millones de barriles estándar33

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 1.9Reservas probadas de petróleo MSTB (2007)4.3. Hidrocarburos LíquidosFuente: Ministerio de Energía y MinasLas reservas probadas de hidrocarburos líquidos, al 31 de diciembre de 2007, ascienden a1 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 mismasque ascendieron a 920,3 MSTB, seguido por la costa con 127,2 MSTB y el zócalo con73,9 MSTB, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.10.Cuadro Nº 1.10Reservas probadas de Hidrocarburos Líquidos MSTB (2007)Fuente: Ministerio de Energía y Minas5. Sectores de consumoDe acuerdo con la información recogida del último Balance Nacional de Energía publicadopor el Ministerio de Energía y Minas (publicación elaborada con data recogida a finales delaño 2006), el consumo de energía del sector residencial, comercial y público fue 158 883TJ, con una participación del 31,9%, porcentaje ligeramente por debajo que el del sectorTransporte (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. Elconsumo de los sectores Agropecuario, Agroindustrial y Pesca, sólo representan el 4,3% delconsumo total. Finalmente, se resalta que el consumo de energía de los sectores residencial,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 1.11.34

Cuadro Nº 1.11Consumo final total de energía por sectores económicos(TJ)Panorama del mercado energético nacionalFuente: Balance Nacional de Energía 2006Gráfico Nº 1.16Estructura del consumo final de energía por sectores económicosFuente: Balance Nacional de Energía 2006En los balances energéticos, a pesar de existir obras y proyectos de pequeña envergaduraque están brindando servicio, con éxito en algunos casos y en proceso de experimentaciónen otros, no se consideran a las fuentes de energía eólica, nuclear, biogás, entre otras, enrazón de su participación poco relevante.6. Conclusiones• El crecimiento del PBI del Perú en los últimos años tiene una estrecha relación con elpositivo desarrollo del sector energía, sin cuya contribución es imposible explicar eldesempeño 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 sostenidamente,alcanzando en el 2007 los 28 133 GW.h, mientras en el 2006 fue de 25 603GW.h, y en el 2005 de 23 812 GW.h, debido al aumento del consumo en los diferentesestratos económicos del país, y que se ve reflejado en el crecimiento del PBI. La mayorproducción corresponde al SEIN con el 98% de la misma. Las reservas probadas de energíacomercial al 31 de diciembre de 2006, fueron aproximadamente 25 800 184 TJ.35

Apuntes para el Plan Energético Nacional• Tanto la producción como el consumo de gas natural han crecido significativamentedesde el 2004. En el año 2007, la producción reportada por las empresas productorasde gas natural fue de 17,8 millones de m 3 /día, cifra superior en 101% a lo producido enel 2006. Mientras la venta de gas natural reportada por las empresas productoras enel mismo año fue de 7,3 millones de m 3 /día, cifra superior en 52,6% a la vendida en elaño 2006.• La mayor producción de gas se da principalmente en la Selva y el estado de las reservasde gas natural ha disminuido ligeramente (0,18%) por la producción de 2007. Mientrasla 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 elGLP seguidos por las gasolinas y los residuales y, en menor medida, por el kerosene y elturbo. En los últimos tres años su consumo está en alza, mientras la producción local semantiene estacionaria.• El sector transporte es el mayor consumidor de energía, seguido por el sector residencial,comercial y público, y por el sector industrial y minería, con un consumo promediosimilar; y, por último, los sectores agropecuario, agroindustrial y pesca, que sólo representanel 4,3% del consumo total.• La producción de carbón es mínima y poco relevante, así como la de otros energéticosalternativos.36

Política y matriz energéticaCapítulo IIPolítica y matrizenergéticaLa política energética responde a los objetivos trazados dentro de cada estrategia nacional dedesarrollo, y parte del análisis de la demanda y oferta actual de energía. Es la matriz energética,como instrumento de análisis, la que nos permite visualizar las interrelaciones entre lasfuentes y los usos energéticos, comparando las eficiencias técnicas en el aprovechamiento decada fuente y los patrones de consumo de cada sector económico.Al hacer el análisis evolutivo de la matriz energética y relacionarla con las políticas económicasy energéticas, así como las interrelaciones con el entorno internacional (fuerzastecnológicas, sociales y ambientales), se puede determinar qué factores contribuyeron adeterminada orientación y qué se debe hacer para dirigir esta evolución en el camino deseado.La política energética reúne los deseos de las naciones y la matriz energética reflejasu realidad.En el presente capítulo se efectúa un análisis económico-energético a nivel global y regional, asícomo local, con el objeto de determinar los principales elementos que influyen en los países almomento de definir su política energética.Dentro del análisis global y regional se analiza la evolución y tendencia del consumo de energíaen el mundo y, asimismo, se realiza una comparación entre regiones geográficas y grupos depaíses industrializados.El análisis local se aboca en el desarrollo de las fuentes de energía del Perú y las relaciones queexisten entre el desarrollo económico y el energético.Luego se revisa los planes propuestos por el Ministerio de Energía y Minas, como parte de lapolítica energética, y se señalan algunas líneas de estrategia con el objeto de alcanzar las metasfijadas en las propuestas.37

Apuntes para el Plan Energético Nacional1. Escenario Global y RegionalEl consumo de energía en el mundo ha ido creciendo conforme se desarrollaba la capacidadproductiva de los países. El aumento de nuevas unidades de generadoras y el mejoramientode las existentes, aunado a los precios relativos de cada fuente energética, marcaron elcrecimiento y ocaso de algunos energéticos. Por ejemplo, durante la primera mitad del SigloXIX predominaba como fuente energética el trabajo animal, luego, gracias a la invención dela máquina de vapor, fue posible transformar la energía contenida en el carbón en energíamecánica, dando origen a la revolución industrial.Desde 1850, hasta la mitad del Siglo XX, predominó en el mundo el uso del carbón comofuente energética, pero ya a comienzos del siglo pasado se inició la comercialización de laenergía eléctrica. Más tarde, en la segunda mitad del Siglo XX, es cuando el petróleo se convierteen 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 lospaíses miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), esto originóuna crisis energética de impacto mundial, ya que de la noche a la mañana los precios delcrudo de elevaron de 10 a 40 US$ por barril (a valores constantes del 2007). Esta crisis llevóa las economías industrializadas del mundo a replantear su política energética y como éstadebería responder al crecimiento económico del país.Gráfico Nº 2.1.Evolución y Proyección del consumo Mundial de energía38Fuente: PropiaDesde esta crisis, en estos países, tomaron vigencia políticas destinadas a garantizar el suministroenergético, así como a mejorar la eficiencia en el consumo de energéticos en susnaciones. Todas las políticas se orientaron, principalmente, a mantener la seguridad nacionalminimizando la dependencia energética o a tener un mayor control de las fuenteslocalizadas fuera de sus territorios.

Gráfico N° 2.2.Evolución de precio del Petróleo en valores constantes del 2007Política y matriz energéticaFuente: PropiaEs así como, desde hace décadas, países como Estados Unidos, Francia, Alemania y GranBretaña intensifican sus programas de desarrollo tecnológico en búsqueda de nuevas fuentesde energía que reduzcan la dependencia del exterior, dentro de dichos programas seencuentra 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 queel precio del crudo se elevara hasta cerca de 80 US$ por barril. En dicho año, la producciónmundial de petróleo era 66 millones de barriles por día, de los cuales, la OPEP producía el47%. Estados Unidos producía y consumía 10,1 y 18,4 millones de barriles por día (equivalentesa 3 700 y 6 730 millones de barriles por año). Teniendo en cuenta que las reservasprobadas de petróleo de este país estaban en los 36 500 millones de barriles la coberturaenergética 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 industrializados,tal vez, seguirían creyendo que el petróleo era un “commodity” de fácil accesoen el mundo y que estaba libre de conflictos y situaciones políticas, por lo que el crecimientoindustrial y económico de sus naciones, en base a crudo importado, estaba garantizado. Larealidad demostró que el petróleo es un recurso estratégico, tanto para los países productorescomo para los consumidores, y como tal debe tenerse una estrategia nacional respectoa 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, esteratio se redujo a 106 y 96 años, respectivamente. Para el caso de Estados Unidos, Canadáy 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 Norteaméricadisminuiría a 12 años. La fuente energética que eleva los ratios de reserva / producción paralos países industrializados es el carbón.39

Apuntes para el Plan Energético NacionalLos sucesos de los últimos 35 años ponen de manifiesto que las crisis energéticas en elmundo están ligadas a las crisis de los hidrocarburos, por tal razón los países industrializadosestán diseñando estrategias para reducir la dependencia de esta fuente y a la vezincrementar la diversidad de su matriz energética.Además, en los años 1981, 1991 y 2001, la región con mayores reservas de hidrocarburosdel mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41%, 50% y 51% delas reservas mundiales, en ese orden. Otra de las regiones con mayores reservas, y que enestos años se mantuvo con 22% de participación, fue la ex Unión Soviética. Las reservasde las regiones industrializadas como Norteamérica y Europa han tenido una participacióndecreciente respecto a las reservas globales. Norteamérica tenía en 1981 el 14%, reduciéndosea 9% en 1991 y a 6% en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5% reduciéndoseen 1991 y 2001 a 3% y 2,5%, respectivamente.Gráfico N° 2.3.Distribución de las Reservas de Hidrocarburos por RegionesFuente: PropiaLa región de Asia Pacífico, que incluye al Japón, ha mantenido su nivel de reservas de hidrocarburosen 6%, mientras que la región Centro y Sur de América ha incrementado suparticipación desde 4% en 1981 a 9% en el 2006.El bajo nivel de reservas de hidrocarburos mantenido por Europa ha originado un mayor nivelde 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 buenaparte de esta importación se cubrió con gas natural proveniente de la ex Unión Soviética yde Argelia (norte de África). Situación ventajosa, dado que al consumir gas natural los preciosresponden a factores relativamente constantes respectos a los del crudo (petróleo) porlo que presentan una baja volatilidad. Normalmente, en el negocio del gas natural se tienencontratos 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 delos países de Europa, como sí ocurrió en Estados Unidos.40

Política y matriz energéticaEn el 2006, las regiones de América del Norte y Asia Pacífico consumían 5% y 10% por encimade su producción, respectivamente, requiriendo importar para cubrir este déficit.Gráfico N° 2.4.Balance de Energía por Regiones, año 2006Fuente: PropiaJapón, al ser un importador neto de hidrocarburos, debió equilibrar su matriz de energíapara no depender de muy pocas fuentes de abastecimiento, por esta razón, en los años90, 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 comercialmenteaccesibles.Para reducir los riesgos de la dependencia del petróleo, los países han diversificado susfuentes de energía y desarrollado mejoras tecnológicas que les han permitido el aprovechamientode otras alternativas energéticas. Uno de los casos más saltantes es el de laenergía nuclear, que ha permitido a países como Estados Unidos, Francia y Japón reducirsu nivel de dependencia.Para ello, la estrategia energética seguida por los países industrializados, para incrementarla diversidad de sus fuentes y cubrir sus requerimientos, fue desarrollar nuevas tecnologíasy financiarlas con fondos públicos hasta hacerlas comercialmente factibles.Tal como se muestra en las siguientes figuras, cada país utiliza el recurso que más tiene, ytrata de minimizar la importación. En el año 2006, el consumo de hidrocarburos en Américadel Norte cubría el 65%de sus necesidades energéticas, mientras que en el MedioOriente esta fuente ocupa el 97%. La región Centro y Sur de América es la que consumela mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28% del total de sus requerimientosenergéticos.41

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico N° 2.5.Cobertura del Consumo de Energía por Regiones según Fuentes, año 2006Fuente: PropiaGráfico N° 2.6.Cobertura del Consumo de Energía por Países Industrializados, según Fuentes, año 200642Fuente: PropiaPor otro lado, uno de los países con un crecimiento por encima de la media mundial esChina 14 , el cual en el 2006 satisfacía el 76% de su consumo energético con carbón (69%) ehidroenergía (7%).Se puede observar que los países industrializados (a excepción de Francia) cubren buenaparte de su consumo de energía con carbón, ya que este es un recurso abundante en estospaíses. El gran inconveniente de este combustible es la contaminación ambiental, por loque a futuro su costo de producción se incrementará por las exigencias ambientales y seráreemplazado por otras fuentes menos contaminantes 15 .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 EconomíaPolítica y matriz energéticaLa Política Nacional de Energía de Estados Unidos aprobada por el presidente George W. Bush enmayo 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 satisfagalas necesidades de hoy. Creemos que podemos desarrollar nuestros recursos naturales yproteger nuestro ambiente”. Presidente George W. Bush.“La Política Energética Nacional... marca el primer paso en la dirección de tratar losretos energéticos soslayados por mucho tiempo. Dado nuestro crecimiento económicoy nuestro alto estándar de vida, estamos enfrentados a las crisis energéticas. El PlanEnergético Nacional equilibra las necesidades de oferta energética de América a través dela tecnología, la diversidad del suministro y la conservación, y pavimenta el camino para elfuturo energético de América”. Secretario de Energía, Spencer Abraham.Tal como lo enuncia el Secretario de Energía de Estados Unidos, la Política Energética reúneuna serie de medidas para hacer frente a los retos del futuro. Estados Unidos es conscienteque su actual matriz de energía depende de la importación de hidrocarburos y que estadebería orientarse a reducir esta dependencia. El camino adoptado para ello es invertiren tecnologías que hagan factibles a futuro nuevas fuentes de energía, afortunadamentecuentan con recursos económicos y científicos para esta tarea 16 .Al revisar los impactos que han tenido las diversas crisis energéticas en el desarrollo económicoy tecnológico de los países industrializados miembros de la OECD (Organizaciónpara la Cooperación Económica y el Desarrollo), es fácil entender el por qué de la preocupaciónen garantizar el suministro de energía.Gráfico N° 2.7.Interrelación entre el PBI y el Consumo de Energía para países IndustrializadosFuente: Propia16En el borrador del Plan Estratégico del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), elaborado en agosto del 2003, se señalaque la ciencia y tecnología son la principal herramienta en la persecución de su misión orientada a la seguridad nacional. El DOE haamasado enormes capacidades tecnológicas y científicas para servir a América como nunca se hubiera anticipado 25 años atrás. Estascapacidades deben ser aplicadas para cumplir la misión de apoyar la seguridad nacional.43

Apuntes para el Plan Energético NacionalLa crisis del petróleo de 1973 originó un estancamiento de las economías industrializadasdel 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%). Porotra parte, donde si hubo un cambio mayor fue en la eficiencia energética, ya que en estemismo periodo (1973 a 1975) el consumo per cápita de energía se redujo desde 0,293 a0,273 Tera Joule (TJ) por mil habitantes, es decir, una reducción de 7% en 2 años. Luego deesta 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 80US$, lo cual originó un mayor shock en los países industrializados. En el periodo de 1979a 1983, el PBI per cápita de Estados Unidos se mantuvo alrededor de 17 miles de US$ porhabitante, apreciándose un cambio sustancial en la eficiencia energética, ya que en estemismo 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 tendenciacreciente 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 aKuwait por parte de Irak elevó el precio del crudo a cerca de 35 US$ por barril. Este hechoforzó a una reducción del consumo per cápita y a un estancamiento del crecimiento económico.En la última década del siglo pasado, continuó el crecimiento económico de lospaíses 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 IndustrializadosFuente: PropiaOtro indicador importante que mide la evolución económica y la eficiencia energética esla Intensidad Energética 17 . En el año 1970, Estados Unidos requería 20 TJ para generar un17Se define como la cantidad de energía necesaria para producir una unidad de PBI. En nuestros cálculos expresamos la IntensidadEnergética en TJ por millón de US$ de PBI.44

Política y matriz energéticamillón de US$ de PBI. Luego, en el año 1975, producto de la crisis de 1973, sólo requirió 18TJ 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$, esdecir una reducción de 50% en 35 años. Esto se logro gracias a las políticas de eficienciaenergética implementadas y al desarrollo de mejoras tecnológicas.Al igual que Estados Unidos, los países de Europa y los miembros de la OECD obtuvieronmejoras significativas en la Intensidad Energética, de tal forma que se obtuvo un mayorPBI con menos energía. En los países en vías de desarrollo como México, España, Coreay Singapur, existe una etapa donde crece su Intensidad Energética como resultado de susprocesos de industrialización y su afán de alcanzar a sus pares.1.2. Futuro EnergéticoEn la etapa de posguerra, el consumo mundial de energía creció a una tasa media anualde 5%, al finalizar el siglo XX esta tasa de crecimiento se redujo a menos de 2%. Se prediceque conforme avance el siglo XXI las tasas de crecimiento del consumo mundial de energíase 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 laAgencia Internacional de Energía (IEA) predicen que para los siguientes 20 años, el mundose dirigirá a un mayor consumo del gas natural. Esta predicción se basa en el hecho que eldesarrollo tecnológico en el transporte del gas natural vía marítima reducirá los costos desuministros y, por tanto, incrementará el acceso rentable a nuevas reservas.Gráfico N° 2.9.Proyección del Consumo Mundial de Energía y tasa de CrecimientoFuente: PropiaEste crecimiento de la demanda de gas natural y el desarrollo de nuevos reservorios noaccesibles comercialmente hasta ahora, predicen que el costo del gas natural se incrementaráa futuro hasta el costo marginal de desarrollo de la nueva oferta 18 .El carbón mantendrá su presencia en el mundo, ya que es la mayor fuente energéticadisponible en los países industrializados. Esta permanencia y las exigencias ambientales18Platt’s Energy, Business & Technology, June 2003.45

Apuntes para el Plan Energético Nacionalforzarán a mejoras tecnológicas que incrementarán los costos de esta fuente (secuestrode carbono).Se predice que las nuevas tecnologías en la producción de energía, entrarán en mayorescala a satisfacer la demanda de energía a partir del 2030, donde la energía Solar, Geotermiay Eólica tendrán un menor costo. La energía nuclear será la fuente futura del mundocuando la fusión sea técnica y comercialmente viable.2. Escenario LocalAl igual que en el resto del mundo, el desarrollo del sector energía en el Perú se ha vistoinfluenciado por las crisis del petróleo. De 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en laregión Centro y Sur de América se multiplicaron por 3, siendo los países que acompañaronel crecimiento, Bolivia, Brasil, Venezuela y Perú. En promedio, las reservas de estos paísescrecieron 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 deVenezuela, 25 años después (2006), esta participación se eleva a 73%. Uno de los paísesque ha incrementado sus reservas es Bolivia, mientras que el país que más ha reducido suparticipación es Argentina (de 15% a 3%).Gráfico N° 2.10.Reservas de Hidrocarburos en América del SurFuente: PropiaPor otro lado, en el año 2006, la región cubría más del 65% de su consumo en base a los hidrocarburos.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 internasimplementadas 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 hidrocarburoen 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 queambas naciones, en el pasado, tuvieron como política favorecer la construcción de centraleshidráulicas 19 .Chile es el único país de la región que utiliza una mayor proporción de carbón en su matrizenergética (11%), alentado por su bajo costo y por las exigencias de energía de los sectoresminero y eléctrico.19La antigua Ley General de Electricidad, promulgada en el año 1981, tuvo sus orígenes en una misión del BM / BID que recomendóaplicar el modelo Brasileño.46

Gráfico N° 2.11.Cobertura del Consumo en América del Sur: Año 2006Política y matriz energéticaFuente: PropiaEl Perú, en la matriz energética, presenta una participación del 65% de hidrocarburos (petróleo y gasnatural), 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 fueafectada también por las crisis de la energía. En el caso de la evolución de los índices deIntensidad Energética y PBI per cápita, tenemos que en esta época el comportamiento delPerú ha sido zigzagueante. Desde 1970 a 1980, el PBI per cápita aumentó y la IntensidadEnergética se redujo, ello se debió básicamente al modelo de industrialización adoptado(sustitución de importaciones) y a la ejecución de grandes obras de infraestructura. En lasiguiente década (1980 a 1990), el PBI per cápita se redujo por debajo de los niveles de1970 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 IntensidadEnergética disminuyó.La evolución de la Intensidad Energética se debe a factores relacionados con la disponibilidadde nuevas fuentes de energía, el mejoramiento de las tecnologías de uso y el precio delos energéticos, los cuales cambian los patrones de consumo.Gráfico N° 2.12.Intensidad Energética y PBI per Cápita para América LatinaFuente: Propia47

Apuntes para el Plan Energético NacionalTJ / Habitante0,080,070,060,050,040,030,020,01Fuente: PropiaGráfico N° 2.13.Consumo de Energía Primaria y PBI per Cápita para América Latina0,002 4 6 8 10 12 14PBI per Cápita (miles US$ 1990 por persona)México Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador PerúPaíses como Brasil, Chile y México presentan un crecimiento de su PBI per cápita en losúltimos 30 años, mientras que Argentina también tiene el comportamiento zigzagueantedel Perú. Resalta el comportamiento de Venezuela, quién en los últimos 30 años ha reducidosostenidamente el PBI per cápita y ha incrementado su Intensidad Energética. Estecomportamiento, es atípico, ya que es razonable pensar que países en vías de desarrolloincrementen su Intensidad Energética de la mano con su mejora económica, para luego dealcanzar cierto nivel empiece una reducción del índice de Intensidad Energética (caso deCorea, Singapur, México y España).En el año 2006, las reservas de petróleo del Perú alcanzaron el 10% de las reservas de energíaprimaria (petróleo, gas natural, carbón e hidroenergía sin incluir biomasa) mientras quepor el lado de la producción la participación del petróleo llegó a un 41%, por el lado del gasnatural el país obtuvo un nivel de reservas de 61% y una producción de 36%. Lo anteriormuestra que el Perú utiliza más de lo que menos tiene, lo cual a la larga ha conseguido desequilibrarsu Balanza de Hidrocarburos.Gráfico N° 2.14.Perú 2006: Producción y Reservas de Energía100%80%60%22,00,836,323,95,440%61,020%40,99,70%ProducciónReservasPetróleo Gas Natural + LGN Carbón Mineral Hidroenergía48Fuente: Propia

Cuadro Nº 2.1Perú 2006: Producción y Reservas de Energía PrimariaPolítica y matriz energéticaFuente: Ministerio de Energía y Minas - Balance Nacional de ENERGÍA - OTERGPor el lado de la hidroenergía, se aprecia que el nivel de reservas es del orden de 24%, yla producción de 22%. El bajo desequilibrio en esta fuente se debe a que en los últimos 30años el Perú favoreció el uso de esta energía mediante la construcción de grandes proyectoshidráulicos, los cuales no sólo traen efectos en el sector eléctrico sino también en la agriculturae industrias conexas (cemento, siderurgia, metalmecánica, etc.)Cuadro Nº 2.2.Perú: Evolución de la Producción de Energía PrimariaFuente: Propia49

Apuntes para el Plan Energético NacionalLos desequilibrios observados entre las reservas y producción de hidrocarburos seráncorregidos en los siguientes años con el desarrollo del gas natural vía el proyecto Camisea.En lo que respecta a la producción nacional de energía, el crecimiento de la producciónen el Perú viene acompañado por el crecimiento de la hidroenergía, la cual pasó, deocupar 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° 2.15Evolución de la Producción de Energía PrimariaFuente: PropiaEn el tema de los hidrocarburos, y en especial del petróleo, este tuvo su auge en el periodo1970 al 1980, donde creció a una tasa anual de 10,5%, llegando a incrementar su participaciónen la producción nacional de energía desde 55,7% en 1970 a 71,2% en 1980. En elsiguiente decenio esta fuente se estancó y tuvo un decrecimiento anual de 4,5%, llegandoa una participación de 64% en 1990. En la última década (1990 al 2000), se reduce el decrecimiento,gracias a la privatización de determinados campos, pero continúa el descensonatural de los pozos petroleros.Por el lado del consumo de energía, durante el periodo de análisis (1970 a 2000) este crecióa una tasa media anual de 1,61% (sin considerar la biomasa), siendo las fuentes que crecieronel carbón, GLP, kerosene, Diesel N°2 y la electricidad.Dentro de los hidrocarburos (no incluye biomasa, carbón y electricidad), en el año 2006 setuvo que el Diesel N°2 ocupaba la mayor participación dentro del consumo nacional conun 45%, seguido del residual (16%), gasolinas (14%), y GLP (12%). En el año 1975, la fuentepredominante eran las gasolinas con 32%, mientras que el Diesel N°2 tenía un 18%.50

Cuadro Nº 2.3.Perú: Evolución del Consumo de Energía por FuentesPolítica y matriz energéticaFuente: Propia51

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico N° 2.16Perú: Evolución del Consumo de Energía SecundariaFuente: PropiaGráfico N° 2.17.Perú: Consumo de Hidrocarburos por FuentesFuente: PropiaDe lo anterior se deduce que, desde los años 80 hasta ahora, ha tenido lugar un proceso desustitución de las gasolinas por el Diesel N°2, lo cual tuvo impacto en los procesos de refinación,ya que las refinerías son sistemas con estructuras de producción rígidas y cualquierdesbalance entre la carga (ingreso de crudo) y el consumo de derivados repercute en laimportación y/o exportación de hidrocarburos.En lo que respecta a la evolución de la participación de cada uno de los sectores económicosen el consumo nacional de energía, podemos observar que el sector que más ha crecido esel Transporte, siendo la década de mayor crecimiento la de 1990 a 2001.52

Cuadro Nº 2.4.Perú: Evolución del Consumo de Energía por Sector EconómicoMiles de TJPolítica y matriz energética1970 1980 1990 2000 2006Residencial y Comercial 134,1 167,0 152,5 149,1 151,4Público 6,9 8,7 12,0 11,4 7,5Transporte 70,2 94,6 104,6 141,7 163,5Agro-Industria 24,0 10,8 9,6 10,7 7,2Pesca 28,0 8,1 9,1 16,4 14,1Minero-Metalugia 12,4 31,4 27,5 48,2 42,5Industria 49,2 69,6 48,4 75,2 97,6Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Total 324,9 390,3 363,7 452,6 483,7Participación1970 1980 1990 2000 2 006Residencial 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%Fuente: PropiaCrecimiento Anualizado70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06Residencial 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%Además, el sector Transporte es el responsable del 81% del consumo de Diesel N°2, cuyaparticipación es sólo del 37% en el año 1970.El crecimiento del sector Transporte, aunado al aumento del consumo del Diesel N°2, sedebió 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 detransporte 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 consumode gasolinas, y aunado a la estructura de refinación de los años 80, originó un incrementosostenido 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 crudonacional estuvo en auge y la refinación adaptada a la demanda, por lo que las importacionesse redujeron al mínimo.53

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 2.5.Perú: Evolución del Consumo de Diesel N° 2 por Sector EconómicoMiles de TJ1 970 1 980 1 9902 000 2 006Residencial y Comercial 0,0 0,0 0,0 0,5 0,2Público 1,7 2,3 5,4 2,7 0,8Transporte 11,2 26,1 44,7 82,9 104,1Agro-Industria 2,9 2,2 0,8 1,0 0,3Pesca 8,0 3,1 1,7 3,7 1,0Minero-Metalugia 2,8 6,7 2,2 8,0 11,6Industria 3,9 5,0 4,0 8,3 9,9Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Total 30,5 45,4 58,8 107,1 127,9Participación1 970 1 980 1 990 2 000 2 006Residencial 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%Fuente: PropiaCrecimiento Anualizado70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06Residencial 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%Gráfico N° 2.18.Perú: Evolución de la Importación de Energía54Fuente: Propia

Política y matriz energéticaEn los años posteriores a 1988, con la declinación de la producción y el incremento en elconsumo de Diesel N° 2, se hizo necesario incrementar la importación de crudo para balancearla carga de las refinerías y, además, tal como se señaló anteriormente, también eranecesario, por las restricciones en la estructura de refinación, importar Diesel N°2.2.1. La Balanza Comercial de HidrocarburosLos cambios en la exportación e importación repercuten en la Balanza Comercial de Hidrocarburos,pasando de un saldo negativo de 200 millones de US$ en 1991 a un saldonegativo de 1 500 millones de US$ en el 2007.Gráfico N° 2.19.Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en US$Fuente: PropiaGráfico N° 2.20.Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en EnergíaFuente: Propia55

Apuntes para el Plan Energético NacionalLa 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, ladiferencia en volumen. En los últimos años, la diferencia de precios se ha reducido hastacerca de 7 US$ por barril, con lo que la diferencia en volumen es el mayor responsabledel saldo negativo de esta balanza.Gráfico N° 2.21.Perú: Precios de Intercambio de HidrocarburosFuente: Propia56Como el Perú no tiene control sobre los precios internacionales del crudo y sus derivados,la única estrategia que le queda para controlar su Balanza Comercial de Hidrocarburoses el volumen. En este aspecto existen dos opciones: aumentar la exportación oreducir la importación.La exportación de hidrocarburos depende del nivel de producción de cada tipo de petróleo,y de la carga de crudo en las refinerías locales, la cual, a su vez, está determinadapor el consumo interno de derivados. Es importante mencionar, que con el proyecto Camisea,el Perú podría convertirse en exportador de derivados tales como GLP y gasolinanatural, y esto dependerá del nivel de producción del proyecto.En el caso de la importación de hidrocarburos, esta depende del consumo interno dederivados, del tipo y cantidad de crudo nacional, de la estructura de refinación y delos precios de los hidrocarburos. El Perú requiere de crudos livianos para equilibrar lacarga 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, entoncesse reducirá el consumo nacional de gasolinas, diesel y GLP, reduciéndose la necesidadde importar y, al mismo tiempo, incrementar la exportación. Por la diferencia de preciosentre los hidrocarburos líquidos y el gas natural, es más rentable para el país exportarlíquidos que exportar gas natural.

2.2. El sector eléctricoPolítica y matriz energéticaEn los últimos años el sector eléctrico ha crecido a tasas por encima del 8% equiparandolos crecimientos obtenidos en la década del 70. Si se observa la evolución de dichosector en los últimos 30 años se apreciará una caída del crecimiento a partir de los años80, 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 ConcesionesEléctricas” (LCE), y se efectuaron diversos cambios en la economía del país, elcrecimiento del sector eléctrico ha sido constante y a tasas anuales por encima del 5%.Gráfico N° 2.22.Perú: Producción de ElectricidadFuente: PropiaPor el lado de los insumos requeridos para la producción de electricidad, en la actualidadse tiene una mayor presencia del gas natural, carbón y residual 6, reduciéndosegrandemente el consumo de Diesel Nº2.Gráfico N° 2.23.Perú: Participación de Fuentes en la Producción de ElectricidadFuente: Propia57

Apuntes para el Plan Energético NacionalLa mayor presencia de hidrocarburos en la producción de electricidad se debe a la adopciónde políticas orientadas a tener un mayor parque de generación térmica, debido aque la dependencia hidráulica ha originado en el pasado grandes problemas para elcrecimiento económico del país.Por otro lado, el crecimiento económico del país desde el año 1992 ha significado unincremento en el consumo per cápita de electricidad, habiéndose duplicado dicho consumoen el periodo de 14 años.Gráfico N° 2.24.Perú: Producción de Electricidad y PBIFuente: PropiaAntes de 1992 el país atravesaba un estancamiento en el consumo per cápita de electricidadproducto de las diversas crisis económicas en las que estuvo inmerso. Actualmente,el país enfrenta un crecimiento sostenido del consumo per cápita de la mano con elcrecimiento económico.Si bien, el crecimiento energético del país tiene la dirección contraria al crecimientoenergético de los países desarrollados, esto se debe a nuestro bajo grado de industrialización,por lo que es de esperar un mayor crecimiento económico y energético porhabitante.Tal como se indicó, la política energética de los últimos 15 años se orientó a reducirla participación hidráulica con el objeto de mejorar la seguridad en la provisión de laenergía 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% dela capacidad instalada, lo cual impacta en la oferta de electricidad. Si el sistema eléctricono estuviera preparado para hacer frente a esta contingencia entonces se tendría queracionar el suministro.58

Gráfico N° 2.25.Perú: Aleatoriedad de la Producción HidroeléctricaPolítica y matriz energéticaFuente: PropiaEn el año 1989 no se llegó a racionar la electricidad a los consumidores debido a que elconsumo se redujo producto de la crisis económica, pero la situación crítica del sistemase 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 hídricaa un nivel de 63%.Las crisis hídricas del año 1992 y del 2003 evidencian la necesidad de contar con unparque térmico eficiente que permita garantizar la operación económica del sistemaeléctrico. Otra medida política del Estado debe ser el controlar que la nueva generaciónhidroeléctrica tenga mayor seguridad en la energía producida, es decir, garantizarun mínimo de factor de planta, de tal forma, que el complemento térmico sea el máseconómico.2.3. Proyecto Camisea como instrumento de Política EnergéticaLos yacimientos de Camisea ubicados en la selva norte del departamento del Cuscotienen reservas de gas natural equivalentes a 2 800 millones de barriles equivalentesde petróleo (BEP), de los cuales 2 200 son gas natural seco y 600 son líquidos (GLP másgasolina natural) 20 .La inversión en Camisea asciende a 1 400 millones de dólares de los cuales 500 millonesde dólares corresponden al campo, 800 millones de dólares al transporte en alta presióny 100 millones de dólares a la distribución.La parte más compleja y de difícil solución es el transporte, ya que se requiere instalarductos y estaciones de compresión, y operarlos durante 30 años. El Ministro de Energíay Minas señaló alguna vez que “si Camisea hubiera estado en la costa, se hubieradesarrollado hace buen tiempo y sin apoyo del gobierno, pero no es así, se requeríaun modelo de negocios que permita al transportista operar y ser rentable a la vez deobtener tarifas competitivas”.20Luis Espinoza, Camisea Impacto en el Sector Energético, Nov-2000.59

Apuntes para el Plan Energético Nacional¿Porque es tan importante Camisea para el Perú?Camisea representa para el Perú un nivel de reservas de 7 veces las existentes en petróleo,y, además, si el gas natural seco se destinara únicamente a producir electricidad,esta reserva podría cubrir los nuevos requerimientos del país por 30 años 21 .Por otro lado, Camisea permite sustituir combustibles en los sectores eléctrico, industrial,minero, manufactura y otros, logrando reducir los consumos internos de DieselN°2, GLP y residual. La sustitución de gasolinas no ha sido contemplada en las evaluacionesiniciales del proyecto, por lo que no se ha cuantificado su impacto en el sectortransporte.Esta sustitución de combustibles, debido a Camisea, reducirá los consumos internos dederivados e incidirá positivamente en la Balanza Comercial.Tal como lo señaló el ministro de Energía y Minas 22 , durante el diseño del actual esquemade Camisea, el proyecto necesitaba resolver el tema de la creación de una empresaque se dedique al transporte del gas natural y a la vez ofrezca un precio que haga accesibleel gas natural. Dentro de los problemas se vio que las incertidumbres del mercadodel gas natural, aunado a la imposibilidad de definir una tarifa para el transporte quehaga rentable esta actividad, hacían inviable el desarrollo de esta actividad por separadodel campo, que es el que usualmente subsidia al inicio los transportes.Gráfico N° 2.26.Circulo vicioso del gas natural de Camisea60Fuente: PropiaAl final de cuentas lo que se tenía en Camisea era un círculo vicioso, donde, al no poderreducir la incertidumbre de la demanda esta se trasladaba a la tarifa, la cual resultabasiendo tan alta que desalentaba a la demanda y de nuevo se repetía el ciclo. Hay quetener en cuenta que en dicho periodo (1998 al 1999) el precio de los combustibles quecompetían con el gas natural estaba entre 4 y 5 dólares por millón de BTU y, por lo tanto,no se tenía mucho margen para trasladar el costo de la incertidumbre de la demandaen las tarifas del gasoducto.Es en este punto que el gobierno evaluó la conveniencia de garantizar el transporte conel objeto de independizarlo del campo y de esta manera no afectar negativamente lasregalías por el gas natural.21Luis Espinoza, Camisea Impacto en el Sector Energético, Nov-2000, revisión 2007.22Ing. Daniel Hokama.

Política y matriz energéticaLa garantía otorgada a Camisea consiste en definir una demanda mínima para el gasoducto(capacidad garantizada) la cual sería pagada al transportista aunque la demandareal sea inferior. La diferencia entre la demanda mínima y la real se denomina elcosto de la garantía y es pagada por los beneficiarios del gasoducto. De acuerdo con laLey 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, los beneficiariosdel proyecto de gas natural son los usuarios eléctricos y este beneficio se evalúapor la reducción de las tarifas eléctricas producto del gas natural.De acuerdo con los cálculos efectuados por OSINERGMIN, la relación entre el Beneficioobtenido por la reducción de las tarifas eléctricas, en el horizonte de estudio, porefecto de Camisea, y el Costo de pagar la demanda mínima de transporte en lugar de lademanda real, es igual a 3. Esto quiere decir que por cada millón de dólares pagado porlos usuarios eléctricos como garantía al transportista de Camisea, se recibe 3 millonesde dólares de menor facturación de electricidad (menor tarifa eléctrica).Dentro del esquema de Camisea, el gobierno definió menores precios del gas naturalpara el sector eléctrico, ya que este tiene que garantizar el gasoducto y por tanto soportala mayor parte de los riesgos. En resumen, considerando una operación típica de unacentral termoeléctrica, el precio del gas natural en la actualidad está en 2,5 dólares pormillón de BTU, mientras que el resto de consumidores tienen un precio mayor.Cuadro Nº 2.6.Estimados de precio del Gas Natural según tipo de clientesNota: En el caso de Ica no hay división entre alta y baja presión.Fuente: PropiaLos clientes industriales y del gas natural vehicular (GNV) tienen precios que dependendel volumen consumido, los que fluctúan entre 4,5 y 2,6 dólares por millón de BTU,respectivamente.Es importante señalar que la cadena del gas natural de Camisea incluye: las redes internasdel consumidor, las redes públicas de distribución en baja presión, la distribución enalta presión, el transporte en alta presión y la planta de producción de gas natural seco.Dentro de esta cadena existen eslabones más caros que otros dependiendo del tipode cliente. Por ejemplo, para un consumidor doméstico la distribución en baja presiónrepresenta el 70% del costo total, y esto se debe al bajo nivel de consumo 23 .23Actualmente un cliente residencial consume mensualmente, en promedio, 21 m 3 de gas natural lo cual equivale a 15 kg (balón ymedio) de GLP.61

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico N° 2.27.Composición del precio del Gas Natural según tipo de clienteFuente: PropiaGráfico N° 2.28.Costo de la Cadena del Gas Natural de CamiseaFuente: Propia62En el caso de los consumidores industriales y comerciales, el transporte y la distribuciónen alta presión representan entre el 40% y 50% del costo total, mientras que para elgenerador eléctrico esta red es el 50% de su costo.

Política y matriz energéticaEn resumen, el proyecto Camisea ha sido enfocado para resolver los problemas de competitividaddel sector eléctrico y del sector industrial, ya que con el uso del gas naturaléstos traerían ventajas directas a los consumidores e indirectas al Estado vía la menorimportación de energía, así como la reducción de la contaminación ambiental (mejorade la calidad de vida).Por otra parte es conveniente señalar que dentro del esquema de Camisea existe la obligacióndel distribuidor de expandir la red y dar el servicio a un mínimo de consumidoresa lo largo del tiempo 24 , esto se hizo con el objeto de iniciar la masificación del gas naturalvía el equilibrio de costos entre los grandes clientes y los pequeños.Lamentablemente, en la época del diseño de Camisea, no se planteó la necesidad deintroducir el gas natural en el sector transporte, ya que se no se tenía claro una estrategiapara este sector y porque además la política del gobierno era de total libertad y lanormativa de este sector recae en su mayoría en la competencia municipal.2.4. La Política Energética ActualEl Ministerio de Energía y Minas elaboró en setiembre del año 2002 un documento detrabajo denominado: “Lineamientos de Política de Largo Plazo para el Sector Energía”,dentro de este señala, como visión para el sector, el desarrollo de un sistema eficiente,que cubra las necesidades básicas de la población, que contribuya con el crecimientoeconómico y que tenga un impacto ambiental controlado.Dentro de los objetivos de la política energética elaborado por el Ministerio de Energíay Minas tenemos:Cuadro Nº 2.7Objetivos de la Política Energética NacionalFuente: PropiaLa política energética señalada en el documento del Ministerio de Energía y Minas buscapromover el uso del gas natural para con ello satisfacer los objetivos de seguridad(cubrir necesidades y reducir la dependencia), diversidad de la matriz de energía, eficienciaen el uso y reducción del impacto ambiental.Por otro lado, en el año 2005, se autorizó la exportación de parte del gas natural deCamisea hacia México, vía el proyecto liderado por la empresa Hunt Oil (Perú LNG), quea su vez es parte del Consorcio de Camisea en el campo 25 . El Ministerio de Energía y24Se establece como número mínimo de clientes: 10 000 a los 2 años, 30 000 a los 4 años y 70 000 a los 6 años de operación.25Conforman el consorcio del campo: Pluspetrol (36%), Hunt Oil (36%), SK (18%), Tecpetrol (10%).63

Apuntes para el Plan Energético NacionalMinas, juntamente con el Congreso de la República, apoyó y promovió el cambio en lalegislación para permitir que la exigencia de satisfacer siempre el mercado nacional porun horizonte mínimo de 20 años, se cambie por una de sólo satisfacer esta exigencia (20años) al inicio del proyecto.El Perú, actualmente (julio 2008) importa Diesel N° 2 a un precio de 29 dólares por GJ(Giga Joule) o 175 dólares por barril. Es importante mencionar que la importación deeste combustible en el año 2007 fue de 20 mil barriles por día (33% del consumo nacionalque totalizó 60 mil barriles por día), lo que valorizado a precios actuales significaríaun egreso para el país de 3,5 millones de dólares por día.Gráfico N° 2.29.Precios de Combustibles a julio de 2008Fuente: PropiaGráfico N° 2.30.2007: Precios de Importación de Combustibles64Fuente: Propia

Política y matriz energéticaPor otra parte, en un proyecto de exportación de gas natural, vía la tecnología de lalicuefacción, el precio pagado al Perú sería igual a la diferencia entre el precio del mercadode destino menos los costos de transporte. Si se asume el destino de México conun valor medio de 10 dólares por GJ y un costo de la cadena del LNG igual a 4 dólarespor GJ, entonces el precio neto para el Perú sería de 6 dólares por millón de BTU, lo cualequivale a un 20% del precio de importación del Diesel N° 2.Por otra parte, la exportación de los líquidos de Camisea (GLP y gasolinas) y del Residualsignifica para el Perú un precio neto de 22 y 15 dólares por GJ, respectivamente. Es decir,por la exportación de líquidos el país gana entre 2 y 4 veces más que la exportaciónde gas natural. ¿A qué se debe esta diferencia?Gráfico N° 2.31.2007: Precios de Exportación de CombustiblesFuente: PropiaDe los gráficos mostrados se desprende que el valor de los combustibles en el país dependedel costo de las cadenas de transporte, y en el caso del Gas Natural Licuefactado(GNL), este costo es del 40% al 60% del valor del producto en el mercado, mientras queen las cadenas de líquidos este fluctúa entre 5% y 10% del valor en el mercado. Entonces,en un negocio de exportación de GNL, el negocio no es el gas natural sino el transporte,y al final por los contratos y metodología de reajuste del precio del gas en el paísproductor, se termina asegurando la rentabilidad del transportista y cargando todos losriesgos al propietario de los yacimientos.Por lo expresado, sería más rentable para el país promover el uso del gas naturalen el mercado interno, ya que esta medida reduciría la importación e incrementaríala exportación de líquidos con la consiguiente mejora económica y ambiental.Para hacer esto, el Estado debería enfocarse en la parte más compleja de la masificacióndel gas natural que es el desarrollo de las redes y el financiamiento de lasconversiones.La política energética del país se resume en sus tres pilares básicos: independenciaenergética, seguridad, y oportunidad del suministro y cuidado del medio ambiente,conceptos que se muestran el Gráfico Nº 2.3265

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 2.32Esquema de la Política EnergéticaFuente: PropiaEn tanto, debemos resaltar la política que se aplica en el sector energía para cada subsector,el Cuadro Nº 2.8 muestra la política energética del Perú en el tiempo, asimismolos cuadros contiguos muestran las políticas adoptadas para los combustibles líquidos,gas natural, carbón e hidroelectricidad.Cuadro Nº 2.8Política Energética en el tiempo66Fuente: Propia

Cuadro Nº 2.9Política Energética aplicada a los combustibles líquidosPolítica y matriz energéticaFuente: PropiaCuadro Nº 2.10Política Energética aplicada al gas naturalFuente: PropiaCuadro Nº 2.11Política Energética aplicada al carbónFuente: Propia67

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 2.12Política Energética aplicada a la hidroelectricidadFuente: Propia3. Conclusiones• Los países industrializados como parte de su política energética priorizan la seguridaddel suministro de tal forma de no afectar su seguridad económica (parte de su seguridadnacional). Además, utilizan la tecnología como medio para diversificar las fuentes desuministro y así disminuir la dependencia externa.• El Perú tiene un consumo de energía desequilibrado con relación a sus recursos y producción,lo cual lo lleva a recurrir a la importación y exportación para equilibrar su balance(sobre todo en los hidrocarburos).• El proyecto Camisea tiene una garantía del Estado para el desarrollo de los gasoductospor parte de los inversionistas privados. Esta garantía es pagada por los usuarios eléctricosquienes se benefician por la reducción de tarifas que trae el uso del gas natural en lageneración eléctrica.• El Ministerio de Energía y Minas plasma su política energética en cubrir los requerimientosbásicos de la población y en promover el uso del gas natural de tal forma de reducirlos costos de la energía, la Balanza Comercial de Hidrocarburos y también controlar lacontaminación ambiental.• Como parte del análisis se ha identificado que es más rentable para el Perú promovere incentivar el consumo local de gas natural, ya que este consumo interno reduciría elconsumo de hidrocarburos líquidos, lo que a su vez reducirá la importación de crudos yderivados y también incrementará la exportación de derivados (GLP y gasolinas). El paísgana entre 2 y 4 veces más exportando líquidos que gas natural licuefactado.• Se requiere definir políticas sectoriales que promuevan el uso del gas natural en cadasector de tal forma de obtener los beneficios señalados. Por la incidencia del Diesel N°2en la importación de energía del país, y considerando que el Sector Transporte es elprincipal consumidor de Diesel N°2, deberían estudiarse estrategias para promover eluso del gas natural en este sector.68

Problemática EléctricaCapítulo IIIProblemáticaEléctricaDesde la aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas, LCE, en 1993, el sector eléctrico haexperimentado crisis de precios 26 debido a eventos hidrológicos, sin llegar al racionamientogracias a la reserva instalada.En el pasado el control de la reserva ha sido una preocupación del Estado, por lo cual medianteCOPRI (Proinversión) se exigió en los procesos de privatización la instalación de capacidad adicional.En este mismo tema ayudaron proyectos privados, no comprometidos con Proinversión,que se orientaron a satisfacer a grandes clientes industriales.Existe en la LCE la exigencia de velar por la seguridad del suministro, pero esta se orienta alcorto plazo, en donde el Comité de Operación Económica del Sistema, COES, debe optimizar laoperación y minimizar el riesgo de falla. Por lo tanto, el manejo de la reserva y la seguridad alargo plazo es una función del Estado que hoy se materializa mediante Proinversión, pero queno está institucionalizado en la LCE.La determinación y control de la reserva, como un objetivo nacional, no es algo que pueda haceruna asociación privada como el COES, ya que su naturaleza pasa por la adopción de políticaspúblicas en el tema de la seguridad, y el periodo de análisis y control escapa del interés de losgeneradores.Es importante reconocer que la estructura (tipo, tamaño, ubicación) de la reserva afecta los preciosde corto y largo plazo, por tanto, al ser los precios el principal interés de los generadores,y no la garantía de suministro, entonces, mediante el control de la reserva se condicionaría elprecio a esperar.26Elevación del precio de la energía en el COES muy por encima del precio regulado, lo que conllevó a un desincentivo a contratar entrelos generadores y sus clientes.69

Apuntes para el Plan Energético NacionalLas modificaciones introducidas en julio del 2006 a la LCE, son incompletas ya que no introduceun control real de la garantía de largo plazo, y además, no ofrece desde un punto de vista administrativouna seguridad al inversionista en generación de que la reserva será razonable.Además, en dicha modificación se hace hincapié en que el distribuidor, mediante contratos delargo plazo, es el que debe garantizar que su demanda esté cubierta, dejándole toda la responsabilidadpor los errores en el pronóstico.Debido a lo anterior, y teniendo en cuenta que buena parte de las empresas distribuidoras sonde naturaleza estatal, y que las distribuidoras no son responsables del mercado libre, entoncesse percibe que la mejor opción para las distribuidoras es tener una previsión conservadora (tasabaja de crecimiento) y un horizonte de planeamiento más corto, ya que los errores que puedeconllevar la sobre-contratación son errores de gestión no reconocidas en las tarifas.Por otra parte, tal como se demuestra en este documento, sólo las centrales o empresas generadorascon bajo costo de producción (por debajo de la Tarifa Base regulada por OSINERGMIN)tienen el incentivo de contratar, mientras que las centrales de alto costo son utilizadas sólo pararentar en el mercado de corto plazo o spot, administrado por el COES.De acuerdo con lo anterior, la existencia de una oferta abundante de parte de los generadorespara cubrir los contratos de largo plazo de las distribuidoras podría ser una ilusión, ya que noestá demostrada la rentabilidad de contratar para todos los generadores, teniendo en cuenta elriesgo hidrológico al que está sometido el sistema.Por tanto, se hace necesario implementar el control de reserva y, a la vez, la incorporación dela garantía de que el Precio en Barra (o precio de largo plazo de generación) no se desplome porefectos de “shocks” de oferta en el corto plazo (inclusión de nuevas tecnologías de bajo precioy grandes tamaños de las unidades).En las modificaciones, de los años 2005 y 2006, introducidas a la LCE se trató de reducir ladiscrecionalidad en el cálculo del Precio en Barra con el objeto de reducir el riesgo al posibledesplome de dicho precio y a la vez conseguir contratos de largo plazo con el mercado regulado.La modificación del año 2005 (reducción del periodo de proyección tarifaria de 4 a 2 años)significó un incremento de la Tarifa en Barra pero no eliminó el problema de falta de contratosy de seguridad del suministro a largo plazo.De la modificación del año 2006 se puede concluir lo siguiente:• Falta de control de la demanda total (cliente libre y regulado).• Falta de incentivos a las distribuidoras (privadas y estatales) para contratar a largo plazo,o bien, existe mucho riesgo para las distribuidoras que se puedan equivocar en lacompra a largo plazo.• No es rentable para todos los generadores contratar, lo que origina que la demanda nose pueda cubrir con contratos.• Hay un incentivo muy alto, para los generadores, a retrasar la entrada de unidades conel objeto de mantener el precio de largo plazo en un valor alto. No hay incentivo paramejorar la oferta de generación porque esta redunda en una caída del precio que puedeser no controlada.70

Problemática Eléctrica• No hay incentivo real para la cogeneración o generación distribuida dentro del sectoreléctrico (los incentivos están en el sector gas natural).• La tarifa de largo plazo (Precio en Barra) está concebido como un costo económico delconjunto de generación, pero no garantiza que una determinada tecnología recuperesus costos. Esto fomenta que sólo las centrales de bajo costo estén incentivadas a contratar,dejando la reserva sin ninguna garantía.• No hay un mercado claro para el pago de la reserva y los incentivos para buscar su eficiencia.• Tratamiento de los costos fijos por transporte de gas natural (contrato a firme) que hoyson soslayados por la existencia de la Garantía por Red Principal. Se requiere un mecanismopara que dentro del sector eléctrico se resuelva este problema.• Falta de control en la cadena de suministro de electricidad y gas natural para reducir elriesgo de falla de corto plazo.• Falta conciliar el desarrollo del sector eléctrico con el del gas natural (transporte eléctricoy transporte de gas natural) de tal forma de incentivar la desconcentración de lascentrales de generación y minimizar los posibles efectos a la pérdida de algún sistemade transporte.La revisión del pasado demuestra que las tarifas a nivel global han estado bien, y que el problemase debe a la volatilidad de las mismas, a los cambios en los combustibles y a la entradade nuevos proyectos que incrementan los riesgos para los generadores que aún tienen muchoque recuperar.Por el lado de la reserva, se observa que un margen entre 20% y 30% otorga la seguridad alsistema de poder hacer frente a eventos hidrológicos y a posibles fallas de algunas unidades.Finalmente, el modelo de pago de la generación con exigencia de contratos de suministrofunciona bien para las máquinas de base que tienen un bajo costo, pero para las máquinas depunta y las de Reserva el mecanismo de recuperación ya no son los contratos, por lo que elsistema debe tener una garantía de recuperación si se quiere tener una reserva adecuada.Por lo tanto, a nivel global existe el complemento de las máquinas de base con la máquinasde punta, pero a nivel particular y, en especial, cuando hay que hacer frente a contratos, lasmáquinas de base tienen predilección en los contratos y, en consecuencia, la exigencia de tenertoda la demanda contratada se enfrenta a una barrera tecnológica que sólo se resuelve si seestá frente a un monopolio de generación.Ante ello, debemos tener claro que el sistema usado en el Perú presenta restricciones que hacenque el precio real sea superior al precio teórico, y, por lo tanto, no debemos preocuparnostanto por el precio sino por la seguridad de largo plazo y cómo podemos estar tranquilos dealcanzar dicha seguridad.1. Problemática del sectorEl problema del sector se reduce a tener el número suficiente de unidades que minimice elriesgo de falla en el abastecimiento del suministro, considerando además los problemas enel transporte de energía (electricidad y gas natural).71

Apuntes para el Plan Energético Nacional72Lo que se observa es que las señales de precios son contradictorias, tanto para el inversionistacomo para el regulador. Por ejemplo, el regulador y los clientes esperan que las nuevasunidades de generación reduzcan los precios, mientras que el inversionista espera que losprecios sean lo suficientemente altos como para pagar sus inversiones.Dentro de la esfera de nuestro sistema regulatorio, con un mercado pequeño y poco atractivopara nuevos operadores, es razonable pensar que los inversionistas ya presentes tienenun poder sobre el mercado que controlan, y además, si éstos desean que el precio nose deprima ante la entrada de nueva generación, el mismo sistema los llevará a coordinary programar las inversiones que hagan sostenible el precio, para esto pueden conformar“club” de coordinación (SNMPE 27 , COES y otros).Para lograr una verdadera competencia en la generación, se debe quitar el miedo que traeríauna competencia aguerrida (que sucedería en un mercado más apetecible que el nuestro)que es el desplome los precios por debajo de los costos medios de largo plazo de lanueva generación. Ante este temor, los generadores reaccionan programando sus unidadessin importarles el riesgo de falla, ya que el sistema actual no responsabiliza a nadie por lamala garantía de suministro a largo plazo.Las soluciones adoptadas en la Ley 28832 28 se enfocan en que los clientes son los responsablesde definir su futuro y por lo tanto a asegurar su suministro mediante contratos. Esteplanteamiento presenta problemas, debido a que los clientes no se enfocan en el largoplazo, ya que este tiene muchas incertidumbres y por tanto el horizonte de su previsión esmás corto. Además, los generadores no contratan toda su oferta ya que buena parte de ellatiene costos altos y no existe en el sistema un “seguro” contra el año seco.Por todas estas razones, la Ley 28832 debe ser mejorada para introducir la garantía del suministroa largo plazo y la seguridad de que el posible sobre-equipamiento no conllevará a undesplome en los precios que perjudique al capital privado. Además, debe decidirse si:• Existe un control de los contratos para la totalidad de los clientes.• La demanda contratada incluye también a la reserva.• Se separa el pago del mercado de reserva.• Se agrega el control de la cadena de abastecimiento (gas y electricidad).Por todo esto, la propuesta es ofrecer, ahora, a los inversionistas que un equipamiento segurono traerá el desplome del precio por debajo del costo medio de desarrollo de largo plazo.Se propone que dicho costo medio se ubique entre las tecnologías de generación más fácilesde evaluar que son: ciclo simple y ciclo combinado y que la revisión tecnológica se haga cada5 años. Para el inicio el precio mínimo del cual no debería bajar el precio monómico de generaciónserá el promedio entre el ciclo simple y ciclo combinado operando en Chilca.De acuerdo a un análisis efectuado por los especialistas de la Gerencia Adjunta de RegulaciónTarifaria (GART) de OSINERGMIN, la problemática del sector energético se resume enlos siguientes puntos:• Alta tasa de crecimiento de la demanda de electricidad (10% anual) y del gas natural(mayor al 35% anual).• Ausencia de programas de administración de la demanda.• Crecimiento de la generación eléctrica basada totalmente en gas natural (26% anual enla última década).27Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía28Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

• Reducción sostenida de la reserva operativa de generación (agosto 2008: 0%).Problemática Eléctrica• Alta volatilidad de la hidrología, que implica mayores requerimientos de reserva de generacióna gas natural basada en tecnología de ciclo simple.• Capacidad del ducto insuficiente (gas natural), por congestión en tramo de la costa conrestricciones de suministro.• El sistema requiere ampliaciones de capacidad de gasoductos y plantas de producción(provisiones consideradas para el 2009-2012).• Falta de información sobre nuevas reservas.• Precio de gas natural distorsiona su uso eficiente.• Desarrollo descoordinado de infraestructura de gas natural y electricidad.Para comprender la problemática, primero se debe entender la regulación del sistema eléctricoen el país.1.1. Regulación del sistema eléctrico peruanoDesde el punto de vista del Estado el servicio eléctrico es esencial para el desarrollo económicodel país y se pretende que sea un servicio universal; asimismo es un servicio públicoque se brinda a través de un monopolio natural, que requiere ser regulado para evitar quesu posición de dominio se traduzca en formas de abuso al usuario.Desde el punto de vista de los usuarios se requiere que las condiciones del producto y deservicio sean útiles para el cliente y se busca que el usuario pague una tarifa justa; mientrasque para los proveedores se requieren reglas que permitan predecir ingresos quejustifiquen el retorno razonable de la inversión.El Gráfico Nº 3.1 muestra el antes y el después de la Ley de Concesiones Eléctricas.Gráfico Nº 3.1Comparación: antes y después de la LCEModelo anteriorModelo actualG G G G GTDDDDDDDFuente: PropiaEl modelo de regulación en el Perú se rige con la división del negocio en tres actividades:generación, transmisión y distribución. La primera se traduce en la producción de electricidadpor medio de centrales eléctricas que transforman la energía hidráulica o térmica73

Apuntes para el Plan Energético Nacionalen electricidad; la segunda, es el transporte de electricidad en niveles altos de tensiónque permiten un alto flujo de electricidad, y la tercera se traduce en el transporte de laelectricidad en baja tensión hasta la puerta del cliente final, tal como se puede observaren el Gráfico Nº 3.2.Gráfico Nº 3.2Cadena de Valor de la electricidadFuente: Propia74a) GeneraciónPara realizar la actividad de generación se requiere permiso del Estado, ya que paradesarrollar centrales hidráulicas es necesaria una concesión debido al uso de recursosrenovables (agua) que son propiedad de la Nación.Asimismo, para desarrollar centrales térmicas se requiere permisos de operación,debido a que la mayoría de recursos son bienes públicos, y en caso de la geotermiay las centrales nucleares se exige concesiones especiales.En esta actividad, el generador tiene derecho a vender su energía a dos mercados:mercado de contratos y mercado COES o spot. En el mercado de contratos el generadorsólo puede vender a clientes libres (con capacidad contratada o demandamayor o igual a 1 000 kW o 1 MW) y a distribuidoras; estos contratos de generaciónson libres y de naturaleza pública. Mientras que el mercado spot no requiere firmarun contrato, ya que las reglas de conexión y operación son definidas por el COES, elgenerador puede vender potencia firme y energía producida, el precio de la potenciaes definido por el COES de acuerdo a un procedimiento específico, y el precio dela energía es igual al Costo Marginal.b) TransmisiónPara realizar la actividad de transmisión se planifica la expansión y se otorga permisode concesión por el uso de bienes públicos. El transmisor no comercializa electri-

Problemática Eléctricacidad sólo brinda el servicio de transporte, no se requiere contratos con el cliente, yaque estos pueden usar la capacidad disponible dado por el Criterio de Acceso Abierto.Las tarifas son reguladas y se calculan según el costo medio de largo plazo.Hasta el año 2006 las líneas se clasificaban en: Sistema Principal y Sistema Secundario(asociado a la generación y asociado a la demanda o distribución, especial), y a partirde este año se clasifican en: Sistema Garantizado (definido en el Plan de Transmisión ypromovido por el Estado), y Sistema Complementario (realizado por algún agente).c) DistribuciónPara realizar la actividad de distribución, las empresas distribuidoras necesitan unaconcesión para operar en determinada área geográfica. Estas concesiones son exclusivas,es decir, no puede haber dos distribuidoras en una misma área geográfica. Estaactividad es regulada para todos sus clientes.La distribución se clasifica en: Media Tensión (30 kV, 10 kV, 13,2 kV, 22,9 kV) y Baja Tensión(220 V, 380 V). La distribuidora tiene que asegurar la entrega del producto en condicionesde calidad estándar. La distribución eléctrica puede ser aérea o subterránea.El Gráfico Nº 3.3 resume el mercado eléctrico peruano.Gráfico Nº 3.3Resumen del mercado eléctrico peruanoFuente: Propia2. Sistema Energético ActualEn un estudio efectuado por los especialistas de la GART se determinó que para el año 2008el sistema eléctrico central tendrá una capacidad instalada de 3 535 MW, de los cuales 1 555MW corresponderán al gas natural de Camisea, 1 806 MW a centrales hidráulicas ubicadasen la cercanía y los restantes 174 MW a las centrales térmicas de Aguaytía, tal como semuestra en el Cuadro Nº 3.1.75

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 3.1Capacidad instalada en el Sistema Central MWNota: Edegel incluye Huanchor, Yanango y Chimay.Fuente: Propia - PerseoLas centrales térmicas que operan con el gas de Camisea se ubican en el departamento deLima y se abastecen mediante gasoductos operados por TGP y Cálidda.Adicionalmente, las centrales de Ventanilla y Santa Rosa, propiedad de Edegel, pueden operarcon combustible Diesel Nº2, que es abastecido desde la refinería la Pampilla (Repsol) yla planta de ventas Callao (Petroperú).Gráfico Nº 3.4Sistema energético actual (1998)Planta ChimboteDisponible DieselTotal 136 MBChimboteParamongaSistemaAguaytíaTérmicoPampillaDisponible DieselTotal 775 MBPlanta CallaoDisponible DieselTotal 477 MB48 MBDucto de LíquidosVentanillaGas 462 MWD2 308 MWDucto Cálidda (20" y 14")Camión CisternaSta RosaGas 228 MWD2 124 MWZapallalVentanillaChavarríaSanta RosaSistemaEdegel Hidro736 MW174 MWSistemaElectroandesHidro204 MWConchánDisponible DieselTotal 426 MBCity Gate LurínEnersurGas 525 MWD2 0 MWGlobeleqGas 340 MWD2 0 MWSan JuanChilcaSistemaElectroperúHidro866 MWDucto TGP (18")HumayDucto TGP (24")IndependenciaAyacuchoDuctoTGP (32")SistemaCamiseaFuente: Propia76

Problemática EléctricaDesde el punto de vista del abastecimiento de combustible necesario para que las plantaseléctricas operen, en reemplazo del gas natural se dispone de almacenamiento de DieselNº2 en un tamaño equivalente a 1,7 millones de barriles. Dicho almacenamiento es capazde suministrar la demanda nacional de este combustible (65 mil barriles por día) hasta por26 días, lo cual es muy superior a lo exigido en las normas de comercialización (15 días).En el caso de la demanda de electricidad en Lima, en 2007, la demanda máxima fue de1 509 MW, mientras que para el año 2008 se ha previsto una demanda de 1 660 MW,según se observa en el Cuadro Nº 3.2.Cuadro Nº 3.2Demanda de Electricidad en LimaAño 2007 Año 2008Energía Potencia Energía Potencia CrecimientoTWh MW TWh MWEdelnor 5,23 746 5,75 821 10%Luz del Sur 5,35 763 5,88 839 10%Total 10,58 1509 11,64 1660 10%Nota: Año 2007 estimado con información a setiembre. 2008 proyectado.Fuente: PropiaEn consecuencia, el exceso de oferta de generación eléctrica en Lima pone de manifiestola categoría de región exportadora de la ciudad capital, por lo que el sistema de transporteeléctrico debe hacer frente a volúmenes crecientes de energía desde el centro del país hacíael norte y sur.Por otro lado, sólo la central de Ventanilla (340 MW) y parte de Santa Rosa (124 MW) estánen capacidad de generar electricidad en base al Diesel Nº2. Ventanilla no puede producir los462 MW de su ciclo combinado con este combustible por problemas con los gases calientes,según se muestra en el Cuadro Nº 3.3.Cuadro Nº 3.3Requerimiento de Combustibles de Centrales Térmicas de LimaFuente: PropiaEn consecuencia, la instalación de centrales térmicas en Chilca basadas únicamente en gasnatural significa, que en caso de falla en el suministro del gas no se contará con 865 MW enel sector eléctrico. Una de las causas por la que los generadores térmicos a gas natural nocolocan redundancia en combustible pasa porque los incentivos para garantizar la operaciónde la unidad no están correctamente colocados, ya que la potencia y energía firme se pagasin un compromiso de operación mínima.77

Apuntes para el Plan Energético NacionalEn el contexto actual, si se desea garantizar la operación de la central por al menos 5 días,se debe disponer de 35,5 millones de m 3 de gas natural o en su defecto 235 mil barriles deDiesel Nº2, si se incluye la opción de la operación dual de las centrales de Enersur y Globeleq(Ver Cuadro 3.4)Cuadro Nº 3.4Garantía de combustibles para superar falla en suministro de gas naturalFuente: PropiaDe acuerdo con lo anterior, para la operación de las centrales de Lima en gas natural serequiere 7,1 millones de m 3 por día o 47 mil barriles de Diesel Nº2 por día, si se consideraa Globeleq y a Enersur en operación dual.A julio de 2008, la paridad de importación del Diesel Nº2 es 116,2 dólares por barril, lo quese traduce en un costo variable de producción de electricidad de 219,3 dólares por MWh.2.1. Garantía por LNG 29La opción de colocar redundancia en el gas natural vía plantas de LNG cercanas a las centralesque operan en Lima significa un costo de inversión total de 434 millones de dólares.Si esta cifra se divide entre la capacidad instalada de las centrales térmicas se obtiene uncosto medio de instalación de 279 dólares por KW. Este costo es semejante a la instalaciónde una turbina de gas natural.En el Gráfico Nº 3.5 se presenta el sistema eléctrico con el sistema de gas natural. Lasplantas de LNG son representadas mediante cubos donde se señala la capacidad de almacenamientode LNG (miles de TM 30 ), la capacidad de regasificación (miles de m 3 /h) y elcosto de inversión total.En el Cuadro Nº 3.5 se determina la demanda de gas natural licuado necesario para laoperación de las centrales térmicas.29Gas Natural Licuado30Toneladas Métricas78

Gráfico Nº 3.5Sistema energético actual (1998) con garantía de gas naturalProblemática EléctricaFuente: PropiaCuadro Nº 3.5Necesidad de LNG para cubrir la falla esperadaFuente: PropiaEl tamaño de la planta de licuefacción responde al volumen total a almacenar y al periodode tiempo necesario para licuar dicho volumen. De acuerdo con los volúmenes obtenidosy considerando un periodo de llenado de 30 días, se requiere una planta de 1 689 m 3 pordía de líquidos en Chilca y otra de 870 m 3 por día en Edegel.79

Apuntes para el Plan Energético NacionalCuadro Nº 3.6Tamaño de la Planta de LicuefacciónTiempo de llenado30 díasConsumo propio 15%m 3 liq / día TM liq / día millón US$Chilca / Conchán 1 689 706 194Lima / Pampilla 870 364 100293Fuente: PropiaInversión 274 mil US$ / (TM/d)De acuerdo con los costos estimados en el Documento de Trabajo 01-2007-GART/DGT 31 ,la inversión en plantas de licuefacción es igual a 274 mil dólares por cada TM/día de líquidos.La planta requiere depósitos criogénicos para almacenar el gas natural requeridos por lascentrales y los usos propios de la planta. De acuerdo con lo señalado, la capacidad de losdepósitos debe ser 51 mil m 3 de líquidos en Chilca y 26 mil m 3 de líquidos en Edegel.Si se tiene en cuenta un costo de inversión de 400 dólares por m 3 de líquido, se puededeterminar los costos de inversión en la planta criogénica.Cuadro Nº 3.7Tamaño del Depósito CriogénicoInversión 400 US$ / m 3 liqFactor Uso 78%m 3 liqmillón US$Chilca / Conchán 50 682 20,3Lima / Pampilla 26 109 10,430,7Fuente: PropiaLa siguiente etapa del proceso corresponde a la Planta de Regasificación, donde el volumende gas regasificado obedece a la necesidad de producción de electricidad. De acuerdocon los cálculos, la planta de Chilca debe tener una capacidad de 195 mil m 3 por hora degas, mientras que la planta de Edegel debe tener una capacidad de 100 mil m 3 /h de gas.Cuadro Nº 3.8Tamaño de la Planta de RegasificaciónFuente: Propia31‘Riesgo de Indisponibilidad del Ducto de Camisea en el Sector Eléctrico’, elaborado para OSINERGMIN por especialistas de LatinBridge Business (dirigido por Esteban Serra Mont) y de la GART (Víctor Ormeño, Daniel Camac, Manuel Uribe y Jaime Mendoza).80

Problemática EléctricaEl costo unitario de inversión en la planta de regasificación equivale a 188 dólares porm 3 /h de gas procesado, por lo tanto, los costos de inversión ascienden a 36,6 y 18,9 millonesde dólares en Chilca y Edegel, respectivamente.Debido a que las turbinas operan a una presión de 30 bar se requiere adecuar el gas naturalpara dicha presión, por lo que se hace necesario la instalación de compresores. Seasume que la presión de almacenaje en los depósitos criogénicos es la presión atmosférica,y que a la salida de la planta de regasificación se tiene una presión de 5 bar.El tamaño de la planta de compresión depende de la relación de compresión y del flujo degas natural. De acuerdo con los datos asumidos se tiene que las plantas de compresión enChilca y Edegel son de 14,4 y 7,4 miles de HP 32 , respectivamente.Cuadro Nº 3.9Planta de compresión del gas naturalFuente: PropiaP Inicial5 BarP Final 30 BarInversión 2 500 US$ / HPEl costo de inversión en centrales de compresión esta alrededor de 2 500 dólares por HPcomprimido. Por lo tanto, la inversión total es de 54,5 millones de dólares.En el Cuadro Nº 3.10 se resume los costos de inversión de todos los elementos involucradosen la planta de “peak shaving”. El costo en Chilca y Edegel es de 286 y 148 millonesde dólares, respectivamente.Cuadro Nº 3.10Resumen de inversiones en LNG (Millón US$)MW Millón US$ US$ / kWChilca / Conchán 865 286 331Lima / Pampilla 690 148 214Total 1 555 434 279Fuente: PropiaConsumo Propiomillón pc/d HP millón US$ millón pc/dChilca / Conchán 165,5 14 379 35,9 8,2Lima / Pampilla 85,3 7 407 18,5 4,2250,8 21 786 54,5 12,5Licuefacción Almacenamiento Compresión TotalChilca / Conchán 194 20 37 36 286Lima / Pampilla 100 10 19 19 148Total 293 31 55 54 434Si se divide el costo total entre la capacidad de producción de electricidad se obtiene uncosto medio de inversión para Chilca y Edegel de 331 y 241 dólares por kW instalado.El costo medio de inversión en Chilca es más caro que el de Edegel debido a que las centralesde Chilca son de ciclo simple, por lo que estas requieren más gas por kW de lo querequieren las centrales de Edegel, que en buena parte son de ciclos combinados.Para definir los costos variables, se debe de evaluar el costo del gas natural comprado porlas plantas para abastecer a las centrales más el consumo propio de la planta. Según los32Horse Power (Caballos de fuerza)81

Apuntes para el Plan Energético Nacionalcálculos, la planta requiere comprar 43,8 millones de m 3 de gas natural para un consumode 35,5 millones de m 3 .Cuadro Nº 3.11Costo variable por compra de gas natural para LNGUsuarios Licuefacción Compresión Total Usu/TotalChilca / Conchán 165,5 30,7 8,2 204,4 81%Lima / Pampilla 85,3 15,8 4,2 105,3 81%Total 250,8 46,5 12,5 309,7 81%Millón m 3 /dUsuarios Licuefacción Compresión TotalChilca / Conchán 4,7 0,9 0,2 5,8Lima / Pampilla 2,4 0,4 0,1 3,0Total 7,1 1,3 0,4 8,8Millón m 3Total Fallado 35,5 6,6 1,8 43,8Fuente: PropiaSi se considera que el precio del gas natural, en Chilca y Edegel es igual a 94,6 y 102,9dólares por millar de m 3 , respectivamente, se puede determinar los costos por comprade gas natural.Cuadro Nº 3.12Costo variable del LNGFuente: PropiaMillón pc/dPrecio del Gas NaturalUS$ / mil m3Gas RP TotalChilca / Conchán 56,7 37,9 94,6Lima / Pampilla 56,7 46,2 102,9Costo del Gas NaturalMillón US$Usuarios Licuefacción Compresión Total US$ / MWhChilca / Conchán 2,22 0,41 0,11 2,74 33,0Lima / Pampilla 1,24 0,23 0,06 1,53 25,8Total 3,46 0,64 0,17 4,27 30,082Los resultados para Chilca y Edegel arrojan que el costo variable es igual a 33 y 25,8 dólarespor MWh. De nuevo, el menor costo en Edegel se debe al ciclo combinado.Cuadro Nº 3.13Parámetros FinancierosPeriodo20240Tasa 12,0%0,9%FRC 13,4%1,1%Fuente: Propiaañosmesesanualmensualanualmensual

Problemática EléctricaSi se tiene en cuenta los costos financieros del sector eléctrico, se pueden determinar loscostos fijos anuales y el costo variable de la alternativa presentada.Cuadro Nº 3.14Resumen de Costos Anuales por LNG3%InversiónO&MTotal FijoVariableUS$/kW-año US$/kW-año US$/kW-año US$ / MWhChilca / Conchán 44,3 9,9 54,3 33,0Lima / Pampilla 28,6 6,4 35,0 25,8Total 37,4 8,4 45,7 30,0Fuente: PropiaEn el Cuadro Nº 3.14 se aprecia que el costo fijo medio es igual a 45,7 dólares por kWaño,mientras que el costo variable medio es igual a 30 dólares por cada MWh.2.2. Garantía por DieselEl sistema de back up utilizando Diesel Nº2 se apoya en la existencia de plantas de almacenamientode combustibles muy cercanas a las centrales, por lo que, la provisión decombustible se puede hacer en forma rápida y a bajo costo.Gráfico Nº 3.6Sistema energético actual (1998) con seguridad de Diesel Nº2Fuente: Propia83

Apuntes para el Plan Energético NacionalDe acuerdo con los estándares de diseño para los tanques de almacenamiento ubicadosen las plantas eléctricas, se requiere 0,16 barriles de almacenamiento por cada kW instaladode la central. Además, el costo de inversión en los tanques equivale a 47,7 dólarespor cada barril.De acuerdo con lo señalado, se puede determinar el almacenaje necesario en cada plantacon el objeto de hacer frente a una escasez en el gas natural. Al final, el costo de lostanques equivale a 7,6 dólares por kW instalado de la central.Cuadro Nº 3.15Necesidad de almacenamiento de Diesel Nº2Fuente: PropiaComo parte de los supuestos se ha asumido que la central requiere un ducto de líquidos,necesario para conectar el tanque de la central con los tanques de almacenamiento en larefinería o planta de ventas. El costo del ducto equivale a 3,7 dólares por kW instalado.Cuadro Nº 3.16Inversión en ductos de líquidosFuente: PropiaFinalmente, para que la central opere con Diesel Nº2, esta debe estar preparada paraoperar en forma dual (gas natural – Diesel Nº2) por lo que debe reconocerse un costoextra por dualidad. Dicho costo extra equivale a 20 dólares por kW instalado.Cuadro Nº 3.17Costo de dualizar (gas natural/Diesel Nº2) las turbinas de gas84Fuente: Propia

Problemática EléctricaEn resumen, el costo de inversión adicional, para que operen las centrales en formadual, equivale a 24,7 dólares por kW instalado, tal como se puede observar en el CuadroNº 3.18.Cuadro Nº 3.18Inversión total del sistema de garantía con Diesel Nº2 (US$/kW)Fuente: PropiaEste costo de inversión puede ser convertido en un costo fijo anual considerando losparámetros financieros utilizados en el sector eléctrico. Además, el costo variable correspondeal costo del Diesel Nº2 que es igual a 219,3 dólares por MWh, tal como se muestraen el Cuadro Nº 3.19.Cuadro Nº 3.19Resumen de Costo Anual del Sistema de Garantía con Diesel Nº2Fuente: Propia3. Alternativa para incrementar la seguridad del sistema energético actualEn la comparación entre las alternativas se aprecia la diferencia en los costos fijos y variablespara suministrar la energía en una situación de emergencia. De acuerdo con lo señaladoen la tabla resumen, un alto costo fijo (LNG) produce un bajo costo de operación (US$/MWh) mientras que un bajo costo fijo (Diesel Nº2) produce un alto costo de operación.Cuadro Nº 3.20Resumen de costos de alternativas de seguridadFuente: PropiaLa solución de este problema pasa por la determinación del tiempo de indiferencia entreuno y otro proyecto (tiempo óptimo), que significa un tiempo de 9,2 días.Si se tiene en cuenta que el diseño de la planta de LNG obedece a una garantía de suministrode 5 días, entonces queda claro que el proyecto de redundancia vía la provisión deDiesel Nº2 es la más económica, ya que no presenta fuertes costos fijos y porque ademásexiste ya muy buena parte de la infraestructura construida.85

Apuntes para el Plan Energético NacionalHay que recalcar que ante un costo de racionamiento de 3 500 dólares por MWh, las alternativaspresentadas son rentables para tiempos de racionamientos superiores a las 16horas.Gráfico Nº 3.7Comparación de alternativas de seguridadFuente: PropiaGráfico Nº 3.8Comparación del costo fallas y costos de seguridadFuente: Propia4. Seguridad en el sistema energético futuroDe acuerdo a los resultados obtenidos, el desarrollo futuro del sector eléctrico basado enel gas natural, debe apoyarse en un back up de las centrales duales que operen con DieselNº2, y que además, debe orientarse la instalación a zonas cercanas a las plantas de venta decombustibles que existen actualmente.86

Gráfico Nº 3.9Expansión del sistema energético con garantía basada en Diesel Nº2Problemática EléctricaFuente: Propia87

Apuntes para el Plan Energético NacionalAdicionalmente, el proyecto de Perú LNG 33 , permitirá tener un nuevo gasoducto desdeAyacucho hasta Pampa Melchorita que incrementaría la seguridad del sistema de gas natural(line pack).Ante ello, se debe replantear el desarrollo de los ductos para que las ampliacionesque TGP deba hacer en la costa, desde Pampa Melchorita a Lurín, considere unmayor diámetro que permita transportar gas natural hasta Chimbote, de tal formade desconcentrar la generación térmica en Lima y aliviar el sistema de transmisióneléctrica.El sistema térmico de gas natural localizado a futuro en Chimbote deberá contar con laredundancia en los almacenamientos de Diesel Nº2 de la actual planta de venta.5. Valor de la electricidadTodo programa de planeamiento de la seguridad de suministro se basa en definir cuál esel costo para los usuarios de no contar con el producto suministrado, ya que si el costo deracionar es pequeño, le conviene al suministrador no entregar el producto y pagar la compensación.En el caso del Perú, el costo de racionar la energía considerada en el modelo Perseo yotros es de 250 dólares por MWh, cifra muy inferior al costo que actualmente tiene laelectricidad para el país. La determinación de esta cifra obedece al costo de sustituir laenergía no suministrada por una fuente propia durante un corto periodo de tiempo.Actualmente el costo del Diesel Nº2 supera los 116 dólares por barril, sin impuestos, lo cualen una turbina de gas natural, con 33% de rendimiento, significa un costo variable de 219dólares por MWh. Por esta razón, el costo de racionamiento en la actualidad es muy bajocomparado con el costo variable de la autoproducción, y además, se debe tener en cuentalos otros costos asociados a obtener energía a corto plazo.Para definir el costo de racionar la energía eléctrica a nivel nacional se plantea que el ProductoBruto Interno (PBI) del país es el resultado de una serie de insumos, siendo uno deellos la electricidad.PBI =f ( Electricidad, Otros)De acuerdo con esta función, la variación del PBI respecto de la producción nacional de electricidadcorresponde al costo marginal que la electricidad tiene dentro del PBI, o dicho deotra forma, el impacto que tendría en el PBI el no contar con una unidad de energía (costode racionamiento).∂PBICostoFalla = ∂ ElectricidadEn los Cuadros Nº 3.21 y 3.22 se muestra la evolución del PBI nacional y de la producción deelectricidad a nivel nacional.33Empresa encargada de la Planta de Licuefacción de gas natural, ubicada en Pampa Melchorita, aproximadamente a 170 Km al sur deLima.88

Cuadro Nº 3.21Evolución del PBI (valores nominales) y producción de electricidadProblemática EléctricaFuente: PropiaCuadro Nº 3.22Evolución del PBI (valores constantes) y producción de electricidadFuente: PropiaEn el Gráfico Nº 3.10 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente de la curva), a preciosdel 2006, es de 10 638 Nuevos Soles por MWh, lo cual equivale a 3 500 dólares por MWh.Gráfico Nº 3.10PBI (en NS/.) y producción de electricidadFuente: Propia89

Apuntes para el Plan Energético NacionalDe igual forma, en el Gráfico Nº 3.11 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente dela curva) es de 4 059 dólares por MWh, pero se tiene un factor de correlación menor al anterior.La diferencia entre este valor (4 000) y el determinado en el gráfico anterior (3 500) radicaen que si se hace un análisis en dólares se tiene el problema del tipo de cambio, que en losúltimos años ha descendido lo cual ha incrementado en demasía la pendiente de la curva.Gráfico Nº 3.11PBI (en US$) y producción de electricidadFuente: PropiaPor lo expresado, el costo de racionar electricidad para el total de la economía debe ser de3 500 dólares por MWh y la forma de considerarlo en los modelos de simulación de la operacióndel sistema eléctrico debe adaptarse al hecho de que en el sector eléctrico ya se pagaa los generadores eléctricos un ingreso fijo que es la potencia.Adicionalmente, en el Gráfico Nº 3.12 se muestra el costo marginal de la electricidad parael país y el efecto medio de un MWh en el PBI. Ciertamente, el costo marginal representa elmenor valor del efecto de la electricidad en el PBI.Gráfico Nº 3.12Efecto de la electricidad en el PBI90Fuente: Propia

6. Situación del sector energéticoProblemática EléctricaEn agosto de 2008 se presentaron dos “apagones” en distintos distritos de Lima, en esa coyunturalas empresas Luz del Sur y Edelnor, distribuidoras de energía eléctrica en la capitaldel país, manifestaron que el “corte de luz” se debió a una falta de suministro de gas naturala las empresas generadoras.El 02 de agosto de este año el ministro de Energía y Minas manifestó que existía una congestiónen el gasoducto de Camisea que se extendería hasta el 30 de setiembre de 2009, locual, en la práctica, según expertos, significa que se racionaría el suministro de gas naturalpara las centrales térmicas que utilizan el gas para generar energía eléctrica 34 .Asimismo, reconoció que el país atravesaba una situación delicada por el tema del racionamiento,por las escasas lluvias para alimentar a las plantas hidroeléctricas y que el gasoductoestaba congestionado, razón por la que varias termoeléctricas a gas natural no funcionana plenitud. 35El sistema actualmente funciona con una reserva de 8%, en un escenario con lluvias el sistemase encuentra en 23% de su capacidad, que corresponde a 340 MW, de los cuales 200MW se encuentran inutilizados porque no pueden abastecerse de gas natural.Los meses más críticos, según los especialistas, son setiembre y octubre, debido a la mayorausencia de lluvias, por lo que hay un riesgo alto de racionamiento y se vendría un escenariode precios altos, para evitar esto se requiere de acciones rápidas.El Gráfico Nº 3.13 muestra la reserva operativa en el periodo agosto-setiembre 2008, asimismoel Gráfico Nº 3.14 muestra la evolución de la reserva.Gráfico Nº 3.13Reserva Fría del SEIN en máxima demanda(Periodo del 19/08/2008 al 19/09/2008)Fuente: Propia34http://peru21.pe/noticia/213725/no-hay-cortes-luz-programados-no-puedo-adivinar-fallas35El Comercio, ‘Racionalizarían uso de gas natural para enfrentar crisis energética’. Agosto 2008. Lima, Perú. Pág. a2.91

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 3.14Evolución de Oferta vs. DemandaFuente: PropiaEl crecimiento en la demanda de gas natural ha contribuido a que se genere una eventual“crisis” en el oportuno abastecimiento de este hidrocarburo, ya que el crecimiento descontroladode la demanda puede generar que para el año 2025 se agoten las reservas de Camiseasino se implementa una política energética a largo plazo que se inicie por racionalizar eluso del gas natural, que es principalmente usado en la generación eléctrica.Los Gráficos Nº 3.15 y 3.16 muestran el crecimiento de la demanda de gas natural, mientrasque el Gráfico Nº 3.17 muestra el crecimiento a corto plazo con dependencia exclusiva delgas natural.Gráfico Nº 3.15Volumen de gas natural transportado diariamente por TGPEn millones de Piés cúbicos diarios (MMSPCD)25 de agosto 2004 - 18 agosto 2008Fuente: Propia92

Gráfico Nº 3.16Evolución de máxima demanda de gas naturalProblemática EléctricaFuente: Propia20052006200750%36%66%Fuente: PropiaLa energía siempre ha sido un tema estratégico para los países, sobre todo si se considera elcosto que significa para cada país el no tener dicha energía.En el caso del Perú, la electricidad contribuye de manera importante al crecimiento delpaís, al tener un costo de oportunidad para el país equivalente a US$ 4 000 por cada MWhvendido.La importancia de la energía hace que el país trace su objetivo nacional de acuerdo con tresvectores estratégicos: independencia energética, seguridad y oportunidad del suministro ymedio ambiente. Estos vectores confluyen en el costo que estaría dispuesto a pagar el paíspor respetar sus líneas estratégicas.El sector eléctrico del país está en continua evolución, desde hace 20 años, de unapredominancia hídrica a una participación igualitaria entre gas natural e hidroenergía.Esta evolución es producto de las crisis sufridas en el sector eléctrico que llevaron a replantearla necesidad de buscar una mezcla segura entre las dos fuentes energéticas mayoritarias conlas que cuenta el país (hidroenergía y gas natural).Actualmente el sector eléctrico crece a una tasa del 10% anual, lo cual significa un incrementoanual de nueva generación del orden de 440 MW. En el año 2015, de seguir la tendencia,la demanda sería de 8 574 MW y el crecimiento anual, en dicho año sería de 857 MW. Esen este nivel de crecimiento donde la instalación de grandes centrales hidroeléctricas eseconómicamente viable, por tanto, el país no debe sacrificar los proyectos más rentables degeneración hídrica comprometiéndolos a demandas externas ya que estas se necesitaránpronto.93

Apuntes para el Plan Energético NacionalEl desarrollo del gas de Camisea debe verse, sobre todo en el campo eléctrico, como latransición natural del país hacia una seguridad mayor, donde al aprovechar la ventaja delgas natural, en oportunidad y tamaño de escala, se puede lograr un crecimiento seguro yeconómico a largo plazo.Gráfico Nº 3.17Concepción hidro y gas natural en el sector eléctricoFuente: PropiaGráfico Nº 3.18El problema del crecimiento¿Quién garantiza el Balance Oferta- Demanda?94Fuente: Propia

Problemática EléctricaActualmente el país enfrenta crecimientos de la demanda eléctrica (más del 10% anual)que es un reflejo del crecimiento de la economía en general. En el tema de la energía sedebe reconocer que el país tiene una energía barata (comparada con el resto de países) queinfluye en la reconversión industrial y en la instalación de nuevas industrias.Por este crecimiento acelerado tiene su “maldición o inconveniente”: se requiere prever,con suficiente antelación, para instalar la infraestructura (capacidad de transporte y reserva)necesaria que satisfaga el consumo futuro.Por ejemplo, en el caso eléctrico (2008), si el país creciera al 3% anual, en el 2011 se necesitarátener 408 MW adicionales, cifra que puede ser manejada con cierta facilidad ya que se tieneuna reserva de 1 000 MW. En cambio, si el crecimiento es del 10% anual, el crecimientoacumulado en 3 años sería de 1 456 MW, lo cual supera los márgenes de reserva.7. Conclusiones• El problema actual es la falta de disponibilidad de combustible (gas natural y Diesel) debidoal uso ineficiente del gasoducto (ciclos simples requieren 66% más transporte queciclo combinado) y a la demora en el pago del Fondo de Combustibles que perjudica alos vendedores de combustible.• Falta de unidades de generación para hacer frente al Año Seco, pues no hay control deltamaño y ubicación de la reserva.• El COES no tiene mandato efectivo sobre los agentes, ya que sus instrucciones dependende la buena voluntad de los mismos.• Falta de control en asegurar el suministro de electricidad, ya que se ha confiado en queel mercado lo provea sólo por la señal de precios, asimismo, se estimó que el riesgoasumido por los agentes no iba a repercutir en el resto de los usuarios.• Realizar un planeamiento no es hacer estudios, sino controlar que el futuro deseado secumpla.• La energía es un complemento importante del desarrollo nacional y requiere una estrategiade planificación a futuro para evitar que la indisponibilidad en algún eslabón dela cadena de suministro origine pérdidas sociales mayores que el pago de una mayorseguridad.• Actualmente, con los altos costos de los hidrocarburos, queda en evidencia que la inversiónen infraestructura energética (transporte y reserva) es el mejor negocio para elpaís.95

Apuntes para el Plan Energético Nacional96

Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaCapítulo IVCompetencia hidro versusel gas natural en lageneración eléctricaActualmente el precio del gas natural para la generación eléctrica es de US$ 2,5 por Giga Joule(GJ) lo que equivale a US$ 101,3 por millar de m 3 . Al respecto, algunas personas entendidasopinan con dicho precio se hace inviable el desarrollo de centrales hidroeléctricas.Cuadro Nº 4.1Precios del gas natural de CamiseaCosto GNUS$ / GJ US$ / mil m 3Producción 1,50 60,8T&D 1,00 40,5Total 2,50 101,3PCSGN = 40,50 GJ / mil m 3Fuente: PropiaEn el caso de la electricidad, el gas natural compite con la hidraulicidad no sólo en los costosvariables sino, también, en el costo medio total, ya que la competencia no es por quien operaal corto plazo sino por el que puede capturar mercado.En esta sección se demuestra que para las centrales hidráulicas con costos de inversión de US$2 000 por kW y factor de planta del 70% el actual precio del gas natural resulta atractivo paraejecutar la inversión. El problema de las hidráulicas está en las mayores barreras que tienen quetransitar para poder construir una central, lo cual encarece el costo de la central en beneficiode las centrales térmicas.Un tema muy importante, que muy pocos mencionan, es el hecho que las centrales hidráulicasno pueden contratar por encima del 80% de su energía máxima, lo cual si lo pueden hacer lascentrales térmicas, esta imposibilidad se produce por el efecto hidrológico que reduce la energíafirme y, por lo tanto, incrementa los costos medios de producción.97

Apuntes para el Plan Energético Nacional1. Costos de Producción de ElectricidadEl costo medio de producción de la electricidad es la suma de los costos fijos de inversión yoperación más los costos variables de la central. Existen dos formas de considerar el transportedel gas natural: a) Contratos a Firme; y b) Contratos Interrumpibles.1.1. Costos FijosEn el Cuadro Nº 4.2 se muestran los costos fijos anuales de la inversión más la operacióny mantenimiento de las centrales. Para el caso de las hidráulicas, de ciclo combinado y deciclo simple se asumen un costo de inversión igual a 2 000, 700 y 350 US$/kW, respectivamente.En todos los casos el costo de operación y mantenimiento (O&M) es equivalenteal 3% de la inversión.TecnologíaCuadro Nº 4.2Transporte de gas natural como Servicio Interrumpible (TI)Inversión Vida Util Tasa O&MCosto Fijo AnualFRCUS$ / kW año % % Inversión % Inversión US$ / kW-añoI n t t*(1+t)^n / [(1+t)^n - 1] %O&M A = FRC + O&M CFM = I x AHidro 2 000 50 12% 12,04%3% 15.0% 300,8Ciclo Combinado 700 30 12% 12,41%3% 15.4% 107,9Ciclo Simple 350 20 12% 13,39%3% 16.4% 57,4Fuente: PropiaPara el caso del transporte del gas natural el contrato por servicio firme es un costo fijoy depende de la capacidad reservada diaria (consumo máximo en el día) y de la tarifa detransporte. En el caso del costo del transporte una central de ciclo combinado requiere de0,173 miles de m3 de gas natural por MWh o 1,518 miles de m3 por kW al año. Si se tieneen cuenta que la tarifa de transporte de gas natural es igual a 1,0 US$/GJ o 40,5 US$/mil m3,entonces el costo fijo anual por transporte es igual a 1,518 x 40,5 = 61,5 US$ / kW-año.Cuadro Nº 4.3Transporte de gas natural como Servicio Firme (TF)98Fuente: PropiaEl costo fijo de las centrales que contratan el transporte del gas natural como serviciofirme es igual a la suma del costo fijo de la unidad más el del transporte. En el caso delciclo combinado el costo fijo total es igual a 169,4 US$/kW-año, tal como se muestra enel Cuadro Nº 4.4Cuadro Nº 4.4Transporte de gas natural como Servicio Firme (TF)Máquina Transporte TotalUS$ / kW-año US$ / kW-año US$ / kW-añoCFM = I x A CFT CF = CFA + CFTHidro 300,8 300,8Ciclo Combinado 107,9 61,5 169,4Ciclo Simple 57,4 100,1 157,5Fuente: Propia

1.2. Costos VariablesCompetencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaEl costo variable está compuesto por el costo del combustible más el costo no combustible.En el caso del gas natural, el transporte interrumpible es agregado al costo del combustible,mientras que en el transporte firme el costo no se incluye en el precio del combustible.En el Cuadro Nº 4.5 se muestra los costos variables considerando al gas natural con contratospor servicio interrumpible.Cuadro Nº 4.5Transporte de gas natural como Servicio Interrumpible (TI)Fuente: PropiaPara el caso del servicio firme, la diferencia con el Cuadro Nº 4.5 consiste en no incorporaral costo del combustible el costo del transporte. En este caso el precio del gas natural esigual a US$ 1,5 por GJ, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 4.6Cuadro Nº 4.6Transporte de gas natural como Servicio Firme (TF)Fuente: Propia1.3. Costos TotalesEl costo total a recuperar se divide en costo fijo y costo variable. El caso del transporteinterrumpible se muestra en el Cuadro Nº 4.7 y el Gráfico Nº 4.1Cuadro Nº 4.7Costos por recuperar (TI)Fuente: PropiaEn el Gráfico Nº 4.1 se aprecia que el costo fijo del ciclo combinado y del ciclo simple es latercera y quinta parte del costo fijo de la central hidráulica, mientras que el costo variabletiene la tendencia contraria. Sin embargo, este gráfico no indica cual es la unidad máseconómica, ya que se requiere simular la operación de la central para tener en cuenta elfactor de utilización.99

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 4.1Transporte de gas natural como Costo VariableFijo: US$ / kW-año350300250200150100500-5035302520151050-5Variable: US$ / MWh-100Fuente: PropiaHidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo SimpleFijoVariable-10En el caso del transporte de gas natural como costo fijo, se tiene el incremento de loscostos fijos a recuperar y la reducción de los costos variables.Cuadro Nº 4.8Costos por recuperar (TF)Resumen de Costos Por TecnologíaHidro Ciclo Combinado Ciclo Simple UnidadFijo 300,8 169,4 157,5 US$ / kW-añoVariable 0,3 14,5 21,1 US$ / MWhFuente: PropiaEn el Gráfico Nº 4.2 se aprecia el incremento de los costos fijos y la reducción de los costosvariables, pero se reduce la diferencia entre el ciclo combinado y ciclo simple con respectoal costo fijo de la central hidráulica, ya que ahora la relación es sólo de 2 a 1. Al igual queel anterior este gráfico no indica cual es la unidad más económica, ya que se requieresimular la operación de la central para tener en cuenta el factor de utilización.Gráfico Nº 4.2Transporte de gas natural como Costo FijoFijo: US$ / kW-año350300250200150100500-5035302520151050-5Variable: US$ / MWh100-100Hidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo SimpleFijo VariableFuente: Propia-10

Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaEl Gráfico Nº 4.3 resume los costos fijos y variables de las diversas centrales agregandocomo un tipo de central la modalidad de contratación del transporte. Por ejemplo el términoTI significa Transporte Interrumpible mientras que TF significa Transporte Firme.Gráfico Nº 4.3Costo de producción de electricidadFijo: US$ / kW-año350300250200150100500-5035302520151050-5Variable: US$ / MWh-100Hidro Hidro CO2 CC TF CC TI CS TF CS TIFijo VariableFuente: Propia-101.4. Costos totales expresados por unidad de energíaLos costos señalados en el punto anterior se expresan en unidad de energía dividiendoel costo fijo entre el número de horas de operación y agregando este resultado al costovariable. En los siguientes cuadros se muestran los casos donde hay diferencia en la modalidadde transporte del gas natural.Cuadro Nº 4.9Costo a recuperar en la energía producidaFuente: PropiaFactor deCosto medio por Tecnología: US$/MWhPlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 343,7 144,7 98,0 199,050% 69,0 46,2 45,7 22,860% 57,5 42,1 43,5 15,570% 49,4 39,1 41,9 10,280% 43,2 36,9 40,8 6,390% 38,5 35,2 39,8 3,2100% 34,6 33,9 39,1 0,8Factor dePlanta10%50%60%70%80%90%100%Fuente: PropiaCuadro Nº 4.10Costo a recuperar en la energía producidaHidro343 ,769,057,549,443,238,534,6Costo medio por Tecnología: US$/MWhCiclo Combinado207,953,246,842,138,736,033,9Ciclo Simple200,957,151,146,843,641,139,1Hidro - CCGN135,815,810,87,24,52,40,8101

Apuntes para el Plan Energético Nacional102El resultado más saltante es que para una operación al 100% de la capacidad, la del ciclocombinado es más económica que la hidráulica en 0,8 US$ / MWh.Otro resultado importante es que, independientemente de la modalidad de contratacióndel transporte de gas natural, para factores de uso mayores al 50% se tiene que el ciclocombinado es más económico.1.5. Pago por Potencia y EnergíaEs importante señalar que el sistema tarifario paga a las unidades de generación el costofijo mínimo como un costo de potencia. En nuestro caso dicho costo mínimo es igual a57,4 US$ / kW-año.En consecuencia, el costo a recuperar en los ingresos por energía se obtiene al restar delcosto fijo los ingresos por potencia (57,4 US$ / kW-año).Fuente: PropiaCuadro Nº 4.11Costo a recuperar en la energía producidaPrecio = 57,4 US$ / kW-añoSe descuenta reserva y otrosCostos por Recuperar (TI)FijoVariableResumen de Costos por TecnologíaHidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Unidad243,5 50,5 0,0 US$ / kW-año0,3 21,5 32,6 US$ / MWhDe igual forma, el Cuadro Nº 4.12 considera los costos totales para la modalidad de transportede gas natural como servicio firme restado los ingresos por potencia.Cuadro Nº 4.12Costo a recuperar en la energía producidaResumen de Costos Por TecnologíaHidro Ciclo Combinado Ciclo Simple UnidadFijo 243,5 112,0 100,1 US$ / kW-añoVariable 0,3 14,5 21,1 US$ / MWhFuente: PropiaEn los Cuadros Nº 4.13 y Nº 4.14 se tiene los costos medios no recuperados que seránasignados como un costo por energía. Se aprecia que para el contrato interrumpible detransporte de gas natural, el ciclo simple presenta un costo de energía igual a su costovariable, esto quiere decir que no tiene riesgo en la recuperación de sus costos.Cuadro Nº 4.13Costo a recuperar en la energía producidaFactor deCosto medio por Tecnología: US$/MWhPlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 278,2 79,2 32,6 199,050% 55,9 33,1 32,6 22,860% 46,6 31,2 32,6 15,570% 40,0 29,8 32,6 10,280% 35,0 28,8 32,6 6,390% 31,2 28,0 32,6 3,2100% 28,1 27,3 32,6 0,8Fuente: Propia

Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaCuadro Nº 4.14Costo a recuperar en la energía producidaFactor deCosto medio por Tecnología: US$/MWhPlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 278,2 142,4 135,4 135,850% 55,9 40,1 44,0 15,860% 46,6 35,8 40,2 10,870% 40,0 32,8 37,5 7,280% 35,0 30,5 35,4 4,590% 31,2 28,7 33,8 2,4100% 28,1 27,3 32,6 0,8Fuente: PropiaPor otro lado, en el caso del contrato firme de transporte de gas natural, el costo de energíadel ciclo combinado es inferior al del ciclo simple. La competitividad del ciclo combinadorespecto de la hidráulica no cambia.1.6. Ingreso Adicional por reducción de CO2De acuerdo con el protocolo de Kyoto, la reducción del CO2 tiene un costo económico quees compensado por los agentes contaminantes. En el Cuadro Nº 4.15 se asume que unacentral hidráulica reduce la cantidad de CO2 de una central de ciclo combinado y el costode la tonelada de CO2 es igual a US$ 19.Cuadro Nº 4.15Costo a recuperar en la energía producidaPrecio =19,0US$ / Ton CO2Costos por Recuperar (TI)FijoVariableFuente: PropiaConsiderando que elimina CO2 de un Ciclo CombinadoIngreso Adicional por CO20,383 Ton CO2 / MWh7,27 US$ / MWhResumen de Costos por TecnologíaHidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Unidad243,5 50,5 0,0 US$ / kW-año-7,0 21,5 32,6 US$ / MWhDe acuerdo con esto, por cada MWh producido con energía hidráulica se obtiene un ingresoadicional de 7,27 US$, el cual se puede simular como un costo negativo. En consecuencia,en la tabla de costos se debe de restar de las centrales hidráulicas el ingreso porCO2.Cuadro Nº 4.16Costo a recuperar en la energía producidaFijoVariableFuente: PropiaResumen de Costos por TecnologíaHidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Unidad243,5 112,5 100,0 US$ / kW-año-7,0 14,5 21,1 US$ / MWh103

Apuntes para el Plan Energético Nacional1.7. Costos medios con reducción de CO2De acuerdo con la tabla de costos se construye el costo medio de energía de las hidráulicasconsiderando los ingresos por CO2. Es importante señalar que el ingreso por CO2 esfunción de la producción lo cual equivale al factor de utilización.Cuadro Nº 4.17Costo a recuperar en la energía producidaFactor deCosto medio por Tecnología: US$/MWhPlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 271,0 79,2 32,6 191,750% 48,6 33,1 32,6 15,560% 39,3 31,2 32,6 8,270% 32,7 29,8 32,6 2,980% 27,8 28,8 32,6 -1,090% 23,9 28,0 32,6 -4,0100% 20,8 27,3 32,6 -6,5Fuente: PropiaCuadro Nº 4.18Costo a recuperar en la energía producidaFactor deCosto medio por Tecnología: US$/MWhPlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 271,0 142,4 135,4 128,650% 48,6 40,1 44,0 8,560% 39,3 35,8 40,2 3,570% 32,7 32,8 37,5 -0,180% 27,8 30,5 35,4 -2,790% 23,9 28,7 33,8 -4,8100% 20,8 27,3 32,6 -6,5Fuente: Propia400350300Gráfico Nº 4.4Transporte de gas natural como Costo FijoUS$ / kW-año2502001501005000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónHidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo SimpleFuente: Propia104

Fuente: PropiaCompetencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaGráfico Nº 4.5Transporte de gas natural como Costo Fijo2001801601401201008060402000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%400350300Factor de UtilizaciónHidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo SimpleGráfico Nº 4.6Transporte de gas natural como Costo VariableUS$ / kW-año2502001501005000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónHidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo SimpleFuente: PropiaEn este escenario (ingresos por CO2) la economía de la central hidráulica ha mejorado,llegando a ser más económica que el ciclo combinado para factores de uso mayoresal 70%.Los gráficos Nº 4.4, 4.5, 4.6 Y 4.7 muestran los mismos resultados en donde se considerael tipo de transporte del gas natural y el ingreso por CO2.105

Apuntes para el Plan Energético NacionalUS$ / MWhFuente: PropiaGráfico Nº 4.7Transporte de gas natural como Costo Variable2001801601401201008060402000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónHidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo Simple1.8. Efecto del transporte de gas natural en el costo de la unidadDe los casos estudiados se desprende, que para cualquier tecnología de producción deelectricidad basada en el gas natural el contrato interrumpible para el transporte de estehidrocarburo es más económico para una central térmica. Esto ocurre porque las tarifasde ambos servicios es la misma y, también, porque no existe incentivo en el precio de lapotencia para exigir los contratos a firme de gas natural.350300250Gráfico Nº 4.8Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CC)US$ / kW-año2001501005000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónCC TF CC TIFuente: Propia106

US$ / MWh20018016014012010080604020Fuente: PropiaCompetencia hidro versus el gas natural en la generación eléctricaGráfico Nº 4.9Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CC)00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónCC TF CC TIGráfico Nº 4.10Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CS)400350300US$ / kW-año25020015010050Fuente: Propia00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Factor de UtilizaciónCS TF CS TI107

Apuntes para el Plan Energético NacionalUS$ / MWhFuente: PropiaGráfico Nº 4.11Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CS)2001801601401201008060402000% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Sin embargo, la situación anterior ha sido corregida por OSINERGMIN al introducir en ladefinición del precio del transporte de gas interrumpible el factor de utilización, con loque se logra incrementar el costo de dicha modalidad y por lo tanto incentivar los contratosa firme.2. ConclusionesFactor de UtilizaciónCS TF CS TI• Se piensa que es inviable el desarrollo de centrales hidroeléctricas debido al actualprecio del gas.• Lo anterior es debido a que para la construcción de las centrales hidráulicas existenmayores barreras para construirlas, lo cual las hace caras si se comparan con los costosde las centrales térmicas.• Si se hace un análisis de los costos fijos como de las variables, los costos expresados porUnidad de energía pueden arrojar resultados favorables a la generación hidráulica.• Siempre hay que tener en cuenta que en la actulidad debido al protocolo de Kyoto sobreambiente, las hidráulicas pueden obtener un ingreso por la reducción del CO2.108

Propuestas y ProyeccionesCapítulo VPropuestas yProyeccionesEn el presente capítulo se desarrolla, en forma sucinta, propuestas y proyecciones que se considerannecesarias para enfrentar la problemática energética del país. Su desarrollo es a partir deuna visión panorámica, de largo plazo, de los sectores que participan en esta realidad a travésde tres décadas, poniendo énfasis en los sectores Eléctrico, Transporte, Hidrocarburos e Industrialy sus implicancias en el desarrollo económico y el bienestar social de la Nación.Para ello se han utilizado ejemplos, escenarios, casos, entre otros mecanismos para sustentarlas propuestas, que implican la adopción de políticas de Estado, para cada uno de estos sectores,así como sus proyecciones a fin de asegurar que no falte la energía que necesite el país enun futuro siempre próximo. Además de exponer algunas conclusiones y recomendaciones alrespecto, que sintetizan lo expuesto.1. Propuestas para resolver el problema en el sector eléctricoPara resolver el problema del sector eléctrico se presenta un resumen de las principalespropuestas analizadas a grandes rasgos, requiriéndose un análisis posterior en detalles reglamentariosque no deben cambiar la naturaleza y forma de las mismas.Estas propuestas significan introducir un seguimiento y control de la reserva como mecanismopara obtener Seguridad a Largo Plazo, y a la vez, también incluir un precio mínimo (piso)para el Precio en Barra de tal forma de conciliar dos objetivos que son contrarios en la Leyde Concesiones Eléctricas (LCE).Una propuesta es crear la agencia encargada de la seguridad, la que tendrá la facultad demanejar el mercado de reserva a Largo Plazo, pudiendo contratar por parte de los clientesdicha reserva e incluirlos a prorrata en todos los contratos en forma automática. El pagode la reserva deberá hacerse mediante un fondo explícito manejado por la Agencia, por elComité de Operación Económica del Sistema (COES), o un Fideicomiso, quienes de acuerdocon mecanismos transparentes garantizarían el pago a las unidades.109

Apuntes para el Plan Energético NacionalAdicionalmente, se introducen mecanismos para mejorar la competitividad del sector generacióntales como:• Incentivos reales a la compra de energía por parte de empresas cogeneradoras o degeneración distribuida, hasta un límite razonable.• Garantía en la recuperación de los costos fijos de transporte de gas natural, que actualmenteson minimizados por la GRP.• Garantía de reserva de gas natural para hacer frente a fallas en los gasoductos que puedenafectar la confiabilidad del sector eléctrico.• Mecanismo de seguro de corto plazo para generadores, de tal forma que permita reducirel riesgo de compras al spot para satisfacer sus contratos.• Mejora al mecanismo de pago de la capacidad de generación.Las soluciones a los problemas detectados se resumen en el Cuadro Nº 5.1.Cuadro Nº 5.1110Fuente: Propia

1.1. Control de la reservaPropuestas y ProyeccionesEste mecanismo consiste en que una Agencia del gobierno supervise, controle, y administreel pago de la reserva, de tal forma que permita tener a largo plazo una garantía real dela seguridad del sistema ante eventos hidrológicos, fallas de centrales y posibles fallas enla cadena de suministro (líneas eléctricas o gasoductos).Para ello se definen valores críticos de actuación con los que la Agencia convocaría al capitalprivado para proveer las unidades solicitadas. Debe tenerse en cuenta que esta medida vaacompañada del precio mínimo, por lo tanto, no debería tener un rechazo del capital privado.Para implementar esta propuesta se requiere efectuar cambios en la LCE para otorgartodas las potestades a la Agencia para que ella defina el tipo y tamaño de unidad que senecesita y el momento en el que debería estar presente. Además, la Agencia, en su planeamiento,debería de exigir a los generadores existentes su programa de obras futurocon un compromiso de ejecución, lo que significa penalidad por retraso, para evitarlesobrecosto a la sociedad.1.2. Precio mínimo para la Tarifa en BarraEste mecanismo agrega un control adicional a la definición de la Tarifa en Barra, que deberíapermitir que el tipo de central con la que actualmente crece el sistema no tenga muchoriesgo en la recuperación de su costo medio.Se propone que el precio mínimo sea un ponderado entre el costo medio de un ciclocombinado y un ciclo simple, operando en Lima, para un factor de planta cercano al factorde carga del sistema (80%). Para la definición de los costos medios debe tenerse comoprincipio su simplicidad y facilidad de actualización cada vez que se deba aplicar la Tarifaen Barra, para reducir el riesgo regulatorio.1.3. Incentivos a la generación distribuidaLa generación distribuida requiere varios tipos de incentivos para hacerla atractiva a losclientes industriales que actualmente tienen la red de gas natural cerca. Las medidas aadoptar son las siguientes:1.3.1. Precio total del gas naturalLa generación distribuida para la suma del: Precio del gas en Camisea, más la tarifapor la Red de Alta Presión (TGP y Cálidda) y más la tarifa por la Red de Media Presión(otras redes o la Red Común de Distribución). Debe tenerse presente que la tarifa porlas otras redes es volumétrica y consideran una parte del subsidio cruzado para pagarel Polietileno de las Redes de Baja Presión que abastece a los usuarios de menorconsumo. Por lo tanto, se propone crear una categoría especial en las tarifas que sóloincluya una parte del subsidio.1.3.2. Costo total de producción de electricidadDentro de los costos se debe reducir los pagos por el uso de las líneas de transmisióna lo estrictamente necesarios, quedando excluidos los costos de “stand-by” que deberíanser asumidos por todos los consumidores de distribución.1.3.3. Precio de venta de la electricidadDebe establecerse la obligación de la distribuidora a comprar los excedentes de losGeneradores Distribuidos, con un sobreprecio de Y% como máximo y por un volumentotal que no debe de exceder de X%.111

Apuntes para el Plan Energético Nacional112Los parámetros X e Y deben obtenerse evaluando los costos reales que tienen cadatipo y tamaño de generador distribuido de acuerdo a la realidad de cada concesión.Con esta medida se puede lograr reducir la demanda percibida a nivel de la generaciónde gran escala para minimizar el riesgo de falla en el corto plazo.1.4 Costo fijo por el transporte de gas naturalActualmente los generadores eléctricos pagan el gas natural como un costo variable, yaque la GRP cierra la cuenta entre el costo de capacidad y el costo variable. El problema sepresenta cuando se extinga la GRP como mecanismo (2010) ya el transportista exigirá lafirma de contratos de capacidad para reducir el riesgo por sus ingresos.En la generación eléctrica, la definición de contratos de capacidad eleva el riesgo en losgeneradores debido al problema hidrológico que hace difícil, para los generadores térmicos,contratar una reserva a firme. Además, si se tiene en cuenta que el crecimiento delgasoducto se hace mediante reservas de capacidad, entonces, en un futuro cercano, senecesitará de contratos de capacidad para controlar la seguridad en la cadena de suministrode gas natural.Por lo expuesto, se propone que en la formulación de los precios se considere al transportede gas natural como un costo fijo, con lo que se reduciría el costo variable actualmenteconsiderado. Pero si esta medida no viene acompañada de una garantía en el pago de estecosto, entonces, el riesgo de la recuperación del mismo estará nuevamente en el generador,y tendremos de nuevo agentes tratando de mantener altos los costos marginales enel Spot para garantizar la recuperación de todos sus costos fijos.La medida traería como consecuencia la reducción del costo marginal de energía en elSpot, pero - garantizaría que el costo medio de las centrales a gas natural esté reflejadoen la Tarifa en Barra.1.5. Reserva de gas natural cerca de las centrales eléctricasLa Agencia preocupada por la seguridad del sistema también deberá de preocuparse porla cadena de suministro de energía (gas natural y electricidad), de tal forma que podráabocarse a solicitar la construcción de una planta de licuefacción para mantener una posiblefalla por debajo de los estándares definidos.Dentro del futuro planeamiento de la Agencia debe tenerse en cuenta el desarrollo de losnuevos gasoductos, lo cuales tienen una cierta capacidad de almacenamiento (line pack),las nuevas líneas de transmisión y las posibles plantas de gas natural licuado (tipo PerúLNG) para poder minimizar el costo de la seguridad para el sector eléctrico.De acuerdo a lo conocido hasta ahora, una posible alternativa para reducir a futuro elcosto de falla en los gasoductos es:• Desarrollar en Lima una planta de regasificación y compresión de gas natural que permitausar los tanques de gas natural líquidos en manos de Perú LNG.• Desarrollar gasoductos por otras zonas y que desconcentren la generación de electricidad,de tal forma de reducir el riesgo por falla del gasoducto.La segunda medida tiene la ventaja de fomentar la reducción del precio de la electricidad,si se mantiene como política que el gas natural cuesta lo mismo para el sector eléctrico encualquier parte de la costa del país.

Propuestas y Proyecciones1.6 Seguro por compras de energía en el SpotEste es un mecanismo adicional que tiene por objeto controlar el precio de compra enel Spot para el agente que contrata el seguro. Obviamente, este seguro beneficia a losgeneradores que son deficitarios y no pueden cubrir sus contratos siempre sujeto a lasvolatilidades de costos del Spot.El seguro funciona garantizando un precio máximo de compra, para lo cual debe de pagaruna prima equivalente a Z (US$/MWh) por toda la energía que comercialice. Se proponeque al inicio lo administre la Agencia del Estado, de tal forma que si la prima Z es insuficientese pueda trasladar el costo no cubierto a los clientes mediante un sobre costo.Al inicio se puede hacer uso de parte de los recursos que obran en el Regulador (de ejerciciospasados) para llenar el fondo. Además, este fondo se puede llenar con las multasadministrativas impuestas a los agentes del sistema eléctrico y del gas natural.1.7. Pago de la capacidad de generación eléctricaEn lo que respecta al pago de la capacidad debe adaptarse el mecanismo actual para separarlos pagos por la reserva del pago a las máquinas de punta.Dentro del pago a las máquinas de punta debe ajustarse los parámetros que definen lapotencia a firme de las centrales hidráulicas para acercarlas a la potencia media que realmentepueden ofrecer al sistema.Todas las mejoras se pueden hacer en el reglamento de la LCE.2. Revisión del pasadoEn los siguientes cuadros y gráficos se presentan los principales indicadores que marcanla evolución del sector eléctrico desde el año 1994 hasta el 2006, por lo cual cubre las dosprincipales crisis de precios que ha sufrido el sistema eléctrico nacional. La interpretación deesta información se puede resumir en lo siguiente:• El mayor crecimiento de la capacidad instalada se produjo entre los años 1996 y 2000,debido fundamentalmente a compromisos de inversión incentivados por el Estado. Laparticipación hidráulica – térmica se equilibra en un 50%.• El consumo de energía creció a una tasa media del 6%, siendo la tasa del último añocercana al 8%. La producción se elevó de 13 TWh en 1994 a 26 TWh en el 2006 (se duplicóen 12 años).• El factor de carga del sistema (uso de la capacidad máxima) ha evolucionado del 72% enel año 1994 al 85% en los últimos años. Esto redunda en la reducción del costo medio yen el incentivo a instalar máquinas de base (hidráulicas, ciclos combinados y carbón).• La proporción en la producción de energía hidráulica - térmica depende del año hidrológico,observándose un máximo de 90% (2001) y un mínimo de 73% (2004 al 2006).• El costo del activo fijo por unidad de potencia instalada se ha venido reduciendo desde1 700 US$/kW (1995) hasta 900 US$/kW en el año 2006. Estas cifras recogen los estadosfinancieros de las empresas. En la actualidad el activo fijo no depreciado equivalea 700 US$/kW.• El comportamiento del Precio de energía en Barra, regulado por OSINERGMIN, con eldel costo marginal de energía determinado por el COES, muestra un equilibrio hasta elaño 2003. En el periodo 2004 al 2006 es donde se presenta las máximas diferencias.113

Apuntes para el Plan Energético NacionalEstas diferencias se deben al incremento desmedido en el precio de los combustibleslíquidos y a la reacción lenta de los generadores en la adaptación del parque de generación(conversión de máquinas e instalación de nuevas unidades al gas natural).• Entre los años 1997 y 1999 la participación de la generación térmica (en la producciónde energía) se elevó al 20%, originando una crisis de precios en el año 1997 lo que desencadenóen una falta de contratos. En los años 2004 a 2006, la participación térmica seeleva al 25% (en su mayoría gas natural) originando precios marginales de casi el dobleel periodo 97 a 99, originando de nuevo la misma crisis de precios con falta de contratos.En el periodo 2004 a 2007, el precio de los combustibles líquidos se elevó al triplede lo que se tenía en el periodo 97 a 99, por lo que esto explica en parte el cambio enla magnitud de los precios (costos marginales del COES).• El análisis de los costos variables medios del componente térmico muestran que dichoíndice tuvo un valor máximo de 43 US$/MWh en 1997, mientras que en el 2004 su valorfue 33 US$/MWh. Este resultado se explica porque desde el 2004 la participación delgas natural es mayor lo cual reduce el costo medio de producción.• Al comparar los costos variables térmicos con los costos marginales se aprecia que ladesadaptación del parque (participación de los diversos combustibles en la formacióndel costo marginal) es la causante de los altos costos marginales del 2004 a 2006, muypor encima del costo medio térmico y del costo medio de producción.• De acuerdo con la información financiera, el costo medio del combustible y lubricanteha tenido su máximo en 1997 con 9 US$/MWh, mientras que en el periodo 2004 a 2006dicho índice ha fluctuado entre 6 y 8 US$/MWh.• El costo medio de generación (incluye costos operativos más la depreciación y el interéssobre el capital no recuperado) ha mostrado una evolución decreciente, llegando a valorescercanos al precio medio de generación (40 US$/MWh) en el periodo 2001 a 2006.• La generación interna de recursos (GIR o EBITDA) ha fluctuado entre 20 y 30 US$/MWh,observándose entre el año 2005 y 2006 un valor cercano a los 26 US$/MWh (equivalentea 180 US$/kW-año o a 1 400 US$/kW efectivo).• El precio regulado a nivel generación (sin la reserva) ha estado siempre por encima delcosto medio del ciclo combinado a gas natural (32 US$/MWh), siendo el año 2004 dondese igualó dicho valor. Actualmente, dicho precio es el promedio de los costos mediosdel ciclo combinado y del ciclo simple, ambos a gas natural y operando con un factorde planta del 80%.1142.1. Conclusión de la revisiónLos precios regulados no han sido malos, mientras que el desequilibrio de los costos marginalesobedece a impactos externos y a una reacción no oportuna de los generadores.El no tener un precio mínimo de garantía de recuperación de la unidad estándar de generaciónincentiva a los generadores a operar en grupo y a planear la incorporación delas siguientes unidades. Sólo si existe la garantía que una lucha por entrar a un mercadopequeño como el nuestro no originará un desplome en el precio, se quitará el incentivo aparticipar en la programación grupal.3. Proyección del futuroEn esta sección se efectúa la proyección de la oferta y demanda hasta el año 2012 y seanaliza el comportamiento de los precios y el riesgo de falla de acuerdo a diversos tipos deherramientas.

Propuestas y ProyeccionesComo la demanda es probabilística, se ha efectuado simulaciones considerando un crecimientomedio (8%) y una desviación estándar del 1%. Sobre esto se ha supuesto un crecimientomínimo y máximo del 7% y 10%, respectivamente. Trabajando con el valor mediose tiene:En el primer trimestre del año 2007, la potencia efectiva hidráulica y térmica son 2 803 y 2006 MW, respectivamente.1.2.El sistema cuenta con 1 134 MW con gas natural lo que equivale al 31% de la MáximaDemanda (MD). De esta potencia, 840 MW son con Camisea (23% de la MD).Quedan 730 MW en unidades a Diesel Nº2 y residual Nº6 ó 500, los que están fuera deLima y definen el costo marginal en épocas de escasez.Cuadro Nº 5.2Oferta y DemandaFuente: Propia3.1. Caso 1: Sin Nueva GeneraciónEn los siguientes gráficos se presentan la evaluación de la oferta y demanda desde el 2007hasta el 2012, considerando sólo la oferta declarada en el informe de tarifas de mayo del2007. Este caso permite evaluar que pasaría si no se tiene nueva oferta en dicho periodo yademás cual debería ser el incremento adecuado para minimizar la falla o racionamientode energía. La interpretación de esta información se puede resumir en lo siguiente:• La producción hidráulica tiene una fuerte variación entre los meses húmedos y secosde casi el 25% de la energía media disponible. Si se considera el efecto de losaños secos, la dispersión se incrementa hasta un 50% de sus valores medios.115

Apuntes para el Plan Energético Nacional• La dispersión hidráulica unida a la variación estacional de la demanda, condicionala volatilidad de la producción térmica.• Es probable que en el 2009 se presente una falla de 340 MW, como valor extremo.En término medio (50% de probabilidad) la falla sería del orden de 50 MW. Para lossiguientes años, la falla extrema se incrementa casi al mismo ratio.• Para el 2010, y, con una probabilidad media del 50%, la falla de potencia y energíaes del orden del 3% y del 1%, del respectivo índice de producción (máxima demandao energía total). Los valores extremos indican que dichos porcentajes para lapotencia y energía se elevan a 10% y 5%, respectivamente.• El costo marginal de energía (CMgE), para la probabilidad media, se eleva en el año2009 por encima de 50 US$/MWh. Para eventos extremos, dicho índice supera los200 US$/MWh. Para los siguientes años, los CMgE tienen cada vez una tendenciaal alza.• El consumo de gas natural de Camisea presenta la misma fluctuación que la generacióntérmica, debido a la evolución hidráulica. Para el año 2010, las centralesactuales (Edegel, Enersur y Globeleq) tienen una capacidad máxima y mínima de 7y 5 millones de metros cúbicos por día, respectivamente.• El factor de utilización de la capacidad máxima de la central estuvo en el año 2007entre 30% y 70%. Conforme crece el sistema y al no haber previsto en este escenarionueva generación, el factor de uso se eleva al año 2010 hasta en un 80%.Gráfico Nº 5.1Balance Determinístico7,0006,0005,0004,000MW1163,0002,0001,0000Mar-07Jun-07Fuente: PropiaSep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Sep-09Hidro Térmico ReservaDic-09Mar-10Jun-10Sep-10Dic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-12

Gráfico Nº 5.2Balance DeterminísticoPropuestas y Proyecciones3,5003,0002,5002,000MW1,5001,0005000(500)(1,000)Fuente: Propia160%Mar-07Jun-07Sep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Sep-09Hidro Térmico ReservaGráfico Nº 5.3Balance DeterminísticoDic-09Mar-10Jun-10Sep-10Dic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-12140%120%100%% MD80%60%40%20%0%Mar-07Jun-07Fuente: PropiaSep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Sep-09Dic-09Mar-10Jun-10Sep-10Hidro Térmico ReservaDic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-12117

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.4Balance DeterminísticoFuente: Propia3.2. Caso 2: Con Nueva GeneraciónEl Caso 2 supone los mismos parámetros de evolución de la demanda del Caso 1, la diferenciaestriba en la inclusión, a partir del año 2009, de centrales a ciclo simple (a gasnatural) con el objeto de reducir el riesgo de falla del sector eléctrico. En los siguientesgráficos se presentan la evaluación de la oferta y demanda desde el año 2007 hasta el año2012, La interpretación de esta información se puede resumir en lo siguiente:• Se requiere ingresar cada año, desde el año 2009, 340 MW (2 unidades TG de 170MW cada una).• La reserva del sistema, con la inclusión de las nuevas unidades, se mantiene con unmínimo de 20%.• Sólo se tiene falla extrema al año 2012, la cual se resuelve incrementado una unidadadicional de ciclo simple (170 MW).• Para el año 2012, y, con una probabilidad media del 50%, la falla de potencia y energíaes del orden del 0,5% y del 0,1%, del respectivo índice de producción (máximademanda o energía total). Los valores extremos indican que dichos porcentajes parala potencia y energía se elevan a 2% y 0,5%, respectivamente.118• El costo marginal de energía (CMgE), para la probabilidad media, se encuentra entre20 y 40 US$/MWh. Para eventos extremos, dicho índice supera los 60 US$/MWh.

Propuestas y Proyecciones• El consumo de gas natural de Camisea presenta la misma fluctuación que la generacióntérmica, debido a la evolución hidráulica. Para el año 2010, las centrales tienen una capacidadmáxima y mínima de 8 y 5 millones de metros cúbicos por día, respectivamente.• El factor de utilización de la capacidad máxima de la central está actualmente (2007)entre 30% y 70%. Conforme crece el sistema y al incorporarse nueva generación, elfactor de uso se eleva al año 2011 entre 60% y 80%.Gráfico Nº 5.5Balance Determinístico8 0007 0006 000MW5 0004 0003 0002 0001 0000Fuente: Propia3 500Mar-07Jun-07Sep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Sep-09Hidro Térmico ReservaGráfico Nº 5.6Balance DeterminísticoDic-09Mar-10Jun-10Sep-10Dic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-123 0002 5002 000MW1 5001 0005000Mar-07Jun-07Fuente: PropiaSep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Sep-09Hidro Térmico ReservaDic-09Mar-10Jun-10Sep-10Dic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-12119

Apuntes para el Plan Energético Nacional160%Gráfico Nº 5.7Balance Determinístico140%120%100%% MD80%60%40%20%0%Mar-07Jun-07Fuente: PropiaSep-07Dic-07Mar-08Jun-08Sep-08Dic-08Mar-09Jun-09Hidro Térmico ReservaGráfico Nº 5.8Balance DeterminísticoSep-09Dic-09Mar-10Jun-10Sep-10Dic-10Mar-11Jun-11Sep-11Dic-11Mar-12Jun-12Sep-12Dic-12120Fuente: Propia

4. Expansión del sector eléctrico y gas natural en el Perú4.1. AnálisisPropuestas y ProyeccionesEn la actualidad el país tiene, en el sector eléctrico, 5 600 MW de potencia instalada y unademanda de punta de 3 500 MW, con lo cual la reserva instalada es de 2 100 MW (60%de la potencia de punta). De acuerdo con estas cifras, parecería que no hay problema enla cobertura de la demanda eléctrica para los próximos años, pero teniendo un sistemaque crece al 8% anual (300 MW) y una disponibilidad hidráulica media del 80% (potenciainstalada de 2 800 MW), entonces la reserva disponible es de 1 500 MW (40%), lo que seconsumiría en 3 años y dejaría al sistema en una posición crítica (reserva menor al 20%).Gráfico Nº 5.9Situación actual del transporte eléctrico y de gas naturalFuente: PropiaSi se tiene en cuenta que el área de la costa central dispone de una energía barata conCamisea, entonces, de acuerdo con el punto de vista privado, los desarrollos de la nuevageneración serán con gas natural ubicado en Lima, con lo cual se favorece el centralismoy obliga al Estado a expandir el gasoducto actual (para el 2011) y las líneas de transmisiónpara exportar electricidad desde el centro del sistema eléctrico hacia el norte y sur.Si se mantiene la situación de concentrar la generación en Lima, debido a que los actoresprivados sólo observan el costo privado de ampliar la generación y no las externalidadesque la generación impone a los sistemas de transporte, entonces para el año 2010 serequerirá capacidad de transporte al norte y sur de 600 y 500 MW, respectivamente,por lo que en la actualidad se debería iniciar la ampliación de las infraestructuras detransporte.121

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.10Situación al 2010 del transporte eléctrico y de gas naturalChimbote - TrujilloD=800I=800Paramonga600Año 2010AguaytíaGas a EED=3000I=3800Lima - IcaGas a EEMantaroCamiseaCotaruseCuzcoD=800I=1000500MoqueguaFuente: PropiaSi esta situación se mantiene hasta el año 2015 (generación centralizada en Lima), entoncesla capacidad de transporte hacia el norte y sur de país debe ser ampliada parasoportar 1 000 y 800 MW, respectivamente.En este escenario, las regiones norte y sur serían deficitarias en energía y en reserva demáquinas, debiendo depender únicamente de la generación de Lima para poder abastecersus consumos.Por otra parte, el mantener un equilibrio o balance en la reserva por cada centro decarga (norte, centro y sur) debe ser un objetivo del Estado, ya que el desbalance originamayores costos de transporte que son pagados directamente por los consumidores y noes asumido en los costos de desarrollo de generación.La última modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas, de julio de 2006, permiteexpandir el transporte eléctrico mediante un sistema de licitaciones donde el costoes asignado a los generadores responsables, pero este mecanismo va a ser muy difícilde aplicar, en la práctica, ya que los generadores evitarán una asignación de pago delargo plazo o, en definitiva, incrementarán sus precios internos en perjuicio del costonacional.122

Propuestas y ProyeccionesGráfico Nº 5.11Situación al 2015 del transporte eléctrico y de gas natural sin desarrollo de nuevos gasoductosChimbote - TrujilloD=1200I=800R= -33%Paramonga1000Año 2015AguaytíaGas a EED=4300I=6300Lima - IcaGas a EEMantaroCamiseaR= 46%CotaruseCuzcoD=1100I=1000R= -10%800MoqueguaFuente: PropiaLa situación descrita como el futuro inminente, para el año 2015 puede ser revertidasi se tiene un plan de descentralización de la generación eléctrica (vía gas natural ocentrales hidráulicas) y esto originará que el transporte de energía (gasoducto y electroducto)sea minimizado.De acuerdo con lo anterior, el Gráfico Nº 5.12 muestra el posible desarrollo del sectoreléctrico en base a centrales a gas natural, con gasoductos hacia el norte y sur del país.No se ha incluido el desarrollo hidráulico por no contar con los proyectos alternativosy no tener en cuenta el costo adicional que debería pagarse para hacer rentables talesmáquinas.En el escenario analizado se muestra un equilibrio en la reserva y la transformación delas líneas eléctricas en líneas de respaldo, ya que cada área se autosostiene y por tanto,no debería presentar mayores diferencias en los costos de generación.Para que este escenario sea viable se debe tener claro que, en la generación de electricidad.el despacho de las centrales sólo debe depender del precio del gas natural enCamisea (boca de pozo) y no debe incluir el transporte, porque este es un costo fijodel sistema. Al hacer esto, el transporte de gas natural toma la misma condición que eltransporte eléctrico, ya que en los despachos sólo intervienen las pérdidas de transmisióneléctricas más no así los costos de desarrollo de dicho transporte.123

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.12Situación al 2015 del transporte eléctrico y de gas natural con desarrollo de nuevos gasoductosChimbote - TrujilloD=1500I=1800R= 20%Año 2015AguaytíaParamongaGas a EELima - IcaGas a EED=4300I=5000MantaroCamiseaR= 16%CotaruseCuzcoGas a EEFuente: PropiaD=1100I=1500R= 36%MoqueguaGas a EEEn resumen, el escenario deseable al año 2015 es el de tener una generación descentralizada,sea con gas natural o hidráulica, donde el desarrollo de gasoductos obedezcaal menor costo social para los consumidores, ya que considerar sólo el costo privado dela generación involucra un desarrollo centralizado que es más caro para la sociedad.Existen varias condiciones que se deben de tener en cuenta para que el desarrollo delsistema eléctrico siga el escenario de mínimo costo para la sociedad y con un ciertogrado de seguridad en el suministro (reserva descentralizada). Estas condiciones son:• El Estado debe proveer el desarrollo de los transportes de energía más eficientes parala sociedad.• El Estado no debe de autorizar la instalación de centrales donde no existe capacidadde transporte disponible y donde también la expansión costará más para lasociedad.• Los costos fijos de los transportes de energía no deben de influir en los costos variablesde producción ni en los despachos (operación de las centrales).• Las tarifas en barra o precio monómico de generación deben pagar como mínimo laexpansión de la central eléctrica que es marginal a largo plazo, de tal forma que seincentive la instalación. Esto conlleva a crear un precio mínimo que asegure el retornopara la tecnología entrante y no origine un desplome de los precios en barra víareflejar sólo los precios marginales.124

Propuestas y Proyecciones• Si las reservas de gas natural son limitadas, y existe riesgo de no renovar tales reservasen el corto plazo, el Estado debe fomentar el uso eficiente de la energía mediante eluso de tecnologías de mayor inversión (ciclo combinado).Actualmente existe una incongruencia en las políticas estatales que buscan por un ladoel mínimo costo y por el otro tratan de ofrecer a la sociedad un servicio garantizado yeficiente. Si se apela a que las decisiones son privadas y el Estado no interviene, entonces,el desarrollo del sistema nos llevará a la situación actual, es decir: desarrollocentralizado, con inversiones de bajo costo que desperdician la mitad del gas naturalporque no les conviene instalar centrales más eficientes.El argumento, esgrimido por los generadores privados, para no instalar centrales eficientespasa por sostener que debido al precio bajo del gas natural es más convenientegenerar con un ciclo simple que con un ciclo combinado.Este argumento responde a una visión de corto plazo, ya que el inversionista privado veel transporte de gas natural como un costo variable para la sociedad, ya que el mecanismode la GRP 36 no los obliga a comprar el transporte desde Camisea como un costo fijo,sino por el contrario, se paga el transporte como un costo según volumen.La GRP es un mecanismo transitorio que se extinguirá cuando el gasoducto esté lleno.Mientras esto no ocurra, los generadores pueden considerar al transporte variable,ya que existe capacidad excedente en el ducto. Por otro lado, el reglamento de la LCEestablece que para que un generador se haga merecedor al pago de la potencia, estedebe garantizar que dispone de combustible para hacer frente a cualquier cambio dela demanda, si esto no ocurre, entonces el COES no debería autorizar el pago de dichoconcepto.En la actualidad nos enfrentamos al hecho de que la capacidad del gasoducto de TGP noha llegado a su requerimiento contractual (450 millones de pies cúbicos por día), peroel ducto soporta una capacidad menor que, en una eventualidad, y con un despachode todas las centrales térmicas no se podría abastecer a todas las centrales y en estacondición se debería racionar la cuota de gas natural.Este problema se resuelve de forma administrativa, donde los generadores deben contrataruna capacidad mínima de transporte y TGP debe proveer esta a firme, con locual debería hacer las inversiones en un plazo máximo de 12 meses. Pero esta soluciónadministrativa conlleva pasar el riesgo de recuperar los costos de transporte a los generadores,por lo que existiría una presión fuerte para no asumirlo.Además, a la sociedad le importa hoy que el transporte de gas natural sea usado enforma eficiente, es decir, por máquinas que consuman la menor cantidad de gas naturalpara una potencia generada dada. Esto se logra con ciclos combinados, pero aquí denuevo la solución privada lleva a poner las máquinas más baratas e ineficientes ya quelos ciclos combinados desploman los precios de la energía y no permiten recuperarlos costos de estas máquinas (en la actualidad el precio de la potencia sólo paga unamáquina de ciclo simple).36GRP = Garantía por Red Principal. Es el mecanismo creado en la Ley 27133 mediante el cual el transportista obtiene un IngresoGarantizado Anual (IGA) mediante el aporte de los usuarios del gas natural y los usuarios eléctricos. La GRP es el costo pagado por losusuarios eléctricos y se determina como la diferencia entre el IGA menos los ingresos provenientes de los usuarios del gas natural.Conforme el ducto alcance su capacidad máxima los ingresos de los usuarios del gas natural irá en aumento y por tanto la GRP se iráreduciendo hasta extinguirse. Cuando se extinga la GRP, el transportista se verá obligado a exigir a sus clientes contratos a firmes, ylos mismos clientes también se verán obligados a reservar capacidad para poder transportar su gas desde Camisea hasta su centro deconsumo.125

Apuntes para el Plan Energético NacionalDe un análisis efectuado por especialistas de la GART de OSINERGMIN se concluye quela solución no es incrementar el precio de la potencia, ya que beneficiaría a las máquinasde bajo costo que en la actualidad no otorgan un beneficio adicional para la sociedad.Por lo tanto, lo que se debe de definir es un valor mínimo para el precio de la energíavendida 37 , que garantice la recuperación de la inversión de un ciclo combinado teórico.Además, el mecanismo debe proveer la recuperación del costo de transporte de gas naturalpara las diversas máquinas eléctricas considerando su eficiencia térmica.4.2. Competencia en el transporte de energíaEn esta sección se analizan la economía de transportar 500 MW de energía vía electricidado gas natural para cada uno de las zonas identificadas (norte, centro y sur) del país.Los costos del gasoducto responden a un análisis de los costos unitarios obtenidos porTGP en el desarrollo del gasoducto de Camisea a Lima, y ajustados para un mayor costodel acero. El gasoducto de TGP permite inferir costos de desarrollo para cada zona geográficadel país (costa, sierra y selva).4.2.1. Transporte: Camisea – Ilo (opción Sierra)El Gráfico Nº 5.13 muestra los costos de abastecer una demanda de 500 MW en lazona sur vía un gasoducto que parte de Camisea y recorre las regiones de Cusco,Puno, Arequipa y Moquegua. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer estademanda se debe de ampliar la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.Gráfico Nº 5.13Evaluación del transporte de energía al sur del país (alternativa sierra)17,3 Millón PC / 100 MW86,5 Millón PC/dGasoductoGasGeneradorEléctricoSur500 MWLínea Eléctrica (Costo Fijo)D = 24 pulgL= 1030 kmCapac = 250 millón pc/dK = 43,0 US$/m-pulgI =1 063,0 millón US$mI = 10,6 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión42,5 millón US$ / año3,5 millón US$ / mesTotal = 14,2 millón US$ / mes466,0 miles US$ / díaDías = 30,4 por mesUso = 35%161,2 miles US$ / díaAhorro = 132,8 miles US$ / díaRelación: Línea / Gasoducto1,8GasTransporte de Gas NaturalCamiseaGasLurínLimaGeneradorEléctricoT = 0,89 US$/KPCV = 86,5 Millón PC/dCosto = 77,0 miles US$/díaTransporte de ElectricidadMantaroT =L =Capac =K =I =mI =O&M =Total =220 kV700 km500 MW1,20 US$/m-MW420 US$/m-MW4,2 millón US$ / mes4% Inversión16,8 millón US$ / año1,4 millón US$ / mes5,6 millón US$ / mes184,1miles US$ / díaPérdidas Eléctricas0%E Total = 12 000 MWh / díaE Perdida = 0 MWh / díaT = 25 US$/MWhCosto = 0,0 miles US$ / díaE Total =Efecto =T =Costo =Mayor Precio Local5%16 438 MWh / día822 MWh / día40 US$/MWh32,9 miles US$ / díaEntradadel GasTotal =294,0 miles US$ / díaIncluye gasoducto TGPFuente: Propia37Esto soluciona de paso el problema de cómo incentivar la firma de contratos entre generadores y distribuidores.126

Propuestas y ProyeccionesLos resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a lademanda, equivale a US$ 161 mil por día, mientras que el costo de la electricidad,sumado todas sus externalidades, equivale a US$ 294 mil por día. Esto quiere decirque la línea es 1,8 veces más cara que el gasoducto.En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocarmás generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desdeCamisea a Lima y a ampliar también la línea eléctrica desde Mantaro a Ilo. Además,todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios en el mercado destino (Ilo)sean más alto que en la zona de exportación (Lima) y por consiguiente existe unapérdida de bienestar en la zona sur.Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto porla sierra no se ha incluido en los cálculos ya que esto mejoraría la evaluación del gasoductoy por tanto incrementaría la relación mostrada.4.2.2. Transporte: Camisea – Ilo (opción Costa)El Gráfico Nº 5.14 muestra los costos para abastecer una demanda de 500 MW en lazona sur vía un gasoducto que parte de Humay (Ica) y recorre las regiones de Ica, Arequipay Moquegua. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer esta demandase debe de ampliar la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.Gráfico Nº 5.14Evaluación del transporte de energía al sur del país (alternativa costa)17,3 Millón PC / 100 MW86,5 Millón PC/dGasoductoGasGeneradorEléctricoSur500 MWLínea Eléctrica (Costo Fijo)D = 30 pulgL= 800 kmCapac = 250 millón pc/dK = 33,0 US$/m-pulgI =792,0 millón US$mI = 7,9 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión31,7 millón US$ / año2,6 millón US$ / mesTotal = 10,6 millón US$ / mes347,2 miles US$ / díaDías = 30,4 por mesUso = 35%120,1 miles US$ / díaAhorro = 96,9 miles US$ / díaRelación: Línea / Gasoducto1,8TGP =Costa =Total =77,0 miles US$/ día120,1 miles US$/ día197,1 miles US$/ díaGasEntradadel GasTransporte de Gas NaturalCamiseaGasLurínLimaGeneradorEléctricoT = 0,89 US$/KPCV = 86,5 Millón PC/dCosto = 77,0 miles US$ / díaTransporte de ElectricidadMantaroT =L =Capac =K =I =mI =O&M =Total =Total =220 kV700 km500 MW1,20 US$/m-MW420 US$/m-MW4,2 millón US$ / mes4% Inversión16,8 millón US$ / año1,4 millón US$ / mes5,6 millón US$ / mes184,1miles US$ / díaPérdidas Eléctricas0%E Total = 12 000 MWh / díaE Perdida = 0 MWh / díaT = 25 US$/MWhCosto = 0,0 miles US$ / díaMayor Precio Local5%E Total = 16 438 MWh / díaEfecto = 822 MWh / díaT = 40 US$/MWhCosto = 32,9 miles US$ / día217,0 miles US$ / díaIncluye gasoducto TGPFuente: PropiaLos resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a lademanda, equivale a US$ 120 mil por día, mientras que el costo de la electricidad,sumado todas sus externalidades, equivale a US$ 217 mil por día. Esto quiere decir127

Apuntes para el Plan Energético Nacionalque la línea es 1,8 veces más cara que el gasoducto. En la comparación gasoducto conelectroducto no se incluyen los costos del gasoducto de TGP porque el desarrollo oampliación de este gasoducto es común a ambas alternativas. Si se quiere compararla alternativa del gasoducto sierra con el gasoducto costa, si se debe de incluir el costode TGP en el gasoducto costa.En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocarmás generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desdeCamisea a Lima y a ampliar también la línea eléctrica desde Mantaro a Ilo. Además,todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios en el mercado destino (Ilo)sean más altos que en la zona de exportación (Lima) y por consiguiente existe unapérdida de bienestar en la zona sur.Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto por lacosta (que es menor que el de la sierra) no se ha incluido en los cálculos, ya que estomejoraría la evaluación del gasoducto y por tanto incrementaría la relación mostrada.En la comparación de las dos alternativas de gasoductos, se tiene que el ducto por lasierra cuesta US$ 161 miles por día, mientras que el ducto de la costa, incluido el costode TGP, cuesta US$ 197 miles por día. Por lo tanto, la ruta sierra es más económicaen US$ 36 mil por día.4.2.3 Transporte: Lima – Chimbote (opción Costa)El Gráfico Nº 5.15 muestra los costos de abastecer una demanda de 500 MW en lazona norte vía un gasoducto que parte de Lurín (Lima) y recorre las regiones de Limay Ancash. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer esta demanda se debe deampliar las líneas de transmisión Lima-Chimbote.Gráfico Nº 5.15Evaluación del transporte de energía al norte del país (alternativa costa)17,3 Millón PC / 100 MW86,5 Millón PC/dGasoductoGasGeneradorEléctricoDemanda500 MWLínea Eléctrica (Costo Fijo)D = 26 pulgL= 500 kmCapac = 200 millón pc/dK = 30,0 US$/m-pulgI =390 millón US$mI = 3,9 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión15,6 millón US$ / año1,3 millón US$ / mesTotal = 5,2 millón US$ / mes171,0 miles US$ / díaDías = 30,4 por mesUso = 43%73,9 miles US$ / díaAhorro =100,5 miles US$ / díaTransporte de Gas NaturalTransporte de ElectricidadT =L =Capac =K =I =mI =O&M =Total =220 kV500 km500 MW1,20 US$/m-MW300 US$/m-MW3,0 millón US$ / mes4% Inversión12,0 millón US$ / año1,0 millón US$ / mes4,0 millón US$ / mes131,5miles US$ / díaPérdidas Eléctricas7%E Total = 12 000 MWh / díaE Perdida = 840 MWh / díaT = 25 US$/MWhCosto = 21,0 miles US$ / díaRelación: Línea / Gasoducto2,4LurínGasGeneradorEléctricoDemandaMayor Precio Local5%E Total = 10 959 MWh / díaEfecto = 548 MWh / díaT = 40 US$/MWhCosto = 21,9 miles US$ / díaEntradadel GasTotal =174,4 miles US$ / díaFuente: Propia128

Propuestas y ProyeccionesLos resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a lademanda, equivale a 74 mil dólares por día, mientras que el costo de la electricidad,sumado todas sus externalidades, equivale a 174 mil dólares por día. Esto quiere decirque la línea es 2,4 veces más cara que el gasoducto. En la comparación gasoducto conelectroducto no se incluyen los costos del gasoducto de TGP porque el desarrollo oampliación de este gasoducto es común a ambas alternativas.En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocarmás generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desdeCamisea a Lima. Además, todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios enel mercado destino (Chimbote) sean más altos que en la zona de exportación (Lima) ypor consiguiente existe una pérdida de bienestar en la zona norte.Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto por lacosta norte no se ha incluido en los cálculos, ya que esto mejoraría la evaluación delgasoducto y por tanto incrementaría la relación mostrada.4.2.4. Resumen de tarifas de Transporte por gasoductosEl Gráfico Nº 4.51 muestra los posibles costos de transporte de gas natural para los diversosgasoductos que actualmente se están analizando. Se observa que el gasoductoal norte tendría el mismo costo del gasoducto de TGP, pero hay que tener en cuentaque el costo actual del acero casi se ha duplicado al que fue usado por TGP.El gasoducto al sur presenta dos opciones de desarrollo o etapas: desarrollar primeroun ducto Camisea – Cuzco y luego desarrollar el ducto Cuzco – Ilo. Si sólo se hicierael ducto hacia Cuzco, con una demanda de 100 millones de pies cúbicos por día, entoncesel ducto debería ser de 14 pulgadas, y en esta situación la tarifa sería de 0,73dólares por millar de pie cúbico.Pero, si se emprende un desarrollo para un ducto con una capacidad de 200 millonesde pies cúbicos por día en Ilo, entonces el desarrollo es de 24 pulgadas y las tarifasdesde Camisea hasta Ilo serían de 1,91 dólares por millar de pie cúbico.Gráfico Nº 5.16Resumen de la evaluación del transporte de energía vía gasoductosGasChimboteLima-Chimbote0,88 US$/KPCTubería de 26 pulgLimaGas0,89 US$/KPCGasCamiseaCamisea-Moquegua1,91 US$/KPCTubería de 24 pulgGasGasMoqueguaCuzco0,73 US$/KPCTubería de 14 pulgCuzco-Moquegua1,18 US$/KPCFuente: Propia129

Apuntes para el Plan Energético NacionalEn esta situación, es claro que le conviene al país el desarrollo de una mayor infraestructuraya que se usa mejor la economía de escala, debido a que el colocar ahora un ductode 14 pulgadas implicará a futuro un mayor costo de ampliación del tramo más caro delgasoducto (selva del Cuzco).Además, debe tenerse presente que actualmente en la zona ubicada al sur de Camisea,existen varias empresas petroleras que están buscando gas natural, y se deberían en hacerpúblicos sus descubrimientos. Si esta situación se concreta, entonces el gasoducto al Surdebería ser ampliado y por consiguiente los costos se reducirían en forma significativa.4.3. Competencia térmico hidráulicoEn esta sección se revisa la competencia entre la central térmica a ciclo combinado, ubicadaen Lima, y la central hidráulica ubicada en el norte del país (Chimbote). Se han asumidocostos de inversión y operación utilizados en el año 2007 y mediante la optimización con el“Solver de Excel” se han obtenido resultados interesantes que se muestran en esta sección.El análisis se ha dividido en dos casos:Caso 1: efectuar la expansión del sistema considerando sólo los costos variables de la líneade transmisión (pérdidas), ya que se asume que alguien (los consumidores) paga el costofijo de la línea (inversión más operación y mantenimiento).Caso 2: similar al Caso 1, pero se considera como costo de expansión la totalidad del costode la línea (costo variable más costo fijo).Adicionalmente en cada uno de los casos se simulan tres opciones de costo de centraleshidráulicas con el objeto de encontrar el punto de quiebre en el cual el ciclo combinado eso no más conveniente que la central hidráulica.De los resultados del caso 1 (Ver Gráficos Nº 5.17, 5.18 y 5.19) se observa que si la centralhidráulica cuesta menos de US$ 1 000 por kW, entonces es más conveniente desarrollardicha central que el ciclo combinado en Lima, pero, si el costo está por encima de los US$1 300 por kW, la situación se revierte y el abastecimiento de la demanda de Chimbotedebe hacerse desde Lima.Gráfico Nº 5.17Competencia Térmico – Hidro sin el efecto del costo fijo de la LíneaPotencia =Energía =Factor de Carga =Costo Medio =5003 50480%30,3DemandaMWGwhUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =LimaCC GN0085%550MWGWhUS$/kWUS$ / MWhLima + Línea =Pérdidas =Envío =Recepción =Inversión =Costo Medio =7%00000,0000,0US$ / MWhRespecto a la RecepciónMWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =ChimboteHidro5713,50470%1,00030,3MWGWhUS$/kWUS$ / MWh130Fuente: Propia

Gráfico Nº 5.18Competencia Térmico – Hidro sin el efecto del costo fijo de la LíneaPotencia =Energía =Factor de Carga =Costo Medio =Propuestas y Proyecciones5003 50480%33,5DemandaMWGwhUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =LimaCC GN3582 66985%55030,8MWGWhUS$/kWUS$ / MWhLima + Línea =Pérdidas =Envío =Recepción =Inversión =Costo Medio =33,17%3582 6693332 4820,0000,0US$ / MWhRespecto a la RecepciónMWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =ChimboteHidro1671 02270%1 15034,5MWGWhUS$/kWUS$ / MWhFuente: PropiaGráfico Nº 5.19Competencia Térmico – Hidro sin el efecto del costo fijo de la LíneaPotencia =Energía =Factor de Carga =Costo Medio =5003 50480%34,3DemandaMWGwhUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =LimaCC GN5383 76880%55031,9MWGWhUS$/kWUS$ / MWhLima + Línea =Pérdidas =Envío =Recepción =Inversión =Costo Medio =34,3 US$ / MWhRespecto a la Recepción7%5383 7685003 5040,0000,0MWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =ChimboteHidro0029%1 30034,5MWGWhUS$/kWUS$ / MWhFuente: PropiaDel mismo modo, los resultados del caso 2 (Ver Gráficos Nº 5.20, 5.21, 5.22 y 5.23) seobserva que si la central hidráulica cuesta menos de US$ 1 600 por kW, entonces es másconveniente desarrollar dicha central que el ciclo combinado en Lima, pero, si el costoestá por encima de los US$ 1 900 por kW, la situación se revierte y el abastecimiento de lademanda de Chimbote debe hacerse desde Lima.131

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.20Competencia Térmico – Hidro con el efecto del costo fijo de la LíneaPotencia =Energía =Factor de Carga =Costo Medio =5003 50480%40,4DemandaMWGwhUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =LimaCC GN0036%550MWGWhUS$/kWUS$ / MWhLima + Línea =Pérdidas =Envío =Recepción =Inversión =Costo Medio =7%00001,1900,0US$ / MWhRespecto a la RecepciónMWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =ChimboteHidro5713 50470%1 30040,4MWGWhUS$/kWUS$ / MWhFuente: PropiaGráfico Nº 5.21Competencia Térmico – Hidro con el efecto del costo fijo de la LíneaPotencia =Energía =Factor de Carga =Costo Medio =5003 50480%48,9DemandaMWGwhUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =LimaCC GN0085%550MWGWhUS$/kWUS$ / MWhLima + Línea =Pérdidas =Envío =Recepción =Inversión =Costo Medio =7%00001,1900,0US$ / MWhRespecto a la RecepciónMWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWhPotencia =Energía =Factor de Carga =Inversión =Costo Medio =ChimboteHidro5713 50470%1 60048,9MWGWhUS$/kWUS$ / MWhFuente: Propia132

Gráfico Nº 5.22Competencia Térmico – Hidro con el efecto del costo fijo de la LíneaPropuestas y ProyeccionesFuente: PropiaGráfico Nº 5.23Competencia Térmico – Hidro con el efecto del costo fijo de la LíneaFuente: PropiaEn el Gráfico Nº 5.24 se resumen los resultados obtenidos, quedando en evidencia quela expansión de la oferta de generación desde Lima, incluyendo la transmisión eléctrica,da una señal más económica para las centrales hidráulicas ubicadas en la zona norte. Seaprecia que la diferencia entre el caso 1 y 2 es de aproximadamente US$ 600 por cada kW,lo que quiere decir que este costo es la externalidad que evita la central hidráulica porinstalarse cerca del centro de consumo.133

Apuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.24Competencia Térmico – Hidro134Fuente: PropiaAdicionalmente a lo mostrado en los cálculos, debe tenerse en cuenta que la LCE ha definidoque las actividades de generación y transporte son actividades separadas y que laampliación del transporte eléctrico no es una obligación ni del transportista ni del generador.En consecuencia, la decisión privada de ampliar la generación en forma centralizadaoriginará congestión en las líneas de transmisión existentes, lo cual desvinculará los costosde la energía en los mercados (norte, centro y sur), con el consiguiente problema social enlas zonas deficitarias (importadoras de electricidad).La situación anterior debe llevar al planificador a impulsar la ampliación de la redeléctrica y luego asignar el costo de dicha ampliación a los responsables de la misma.Para que el inversionista privado, que tomó la decisión de instalarse en Lima, sinobservar los costos de transmisión que tendría que pagar a futuro, tome la mejor decisiónpara el país, es decir, incluya la transmisión en su análisis, entonces, el modelode tarifas y compensaciones debería asignarle a él los costos de dicha ampliación porun tiempo muy largo (20 a 30 años), lo cual en la práctica es muy complicado y difícilde definir.Además, si los inversionistas en generación, que desean ubicarse en Lima, perciben laasignación futura de un posible costo de transmisión, entonces, tratarán de incrementarsus ingresos para hacer frente a este posible pago, con lo cual los precios de la energíadeben ser mayores a los estimados únicamente con la generación (sin incluir la transmisión).Si esto parece razonable desde el punto de vista económico, en la práctica el nuevogenerador va a pretender un costo mayor y luego solicitará a futuro la cancelación delpago debido a cambios en los flujos a lo largo de la red.Por lo expresado, es muy difícil asignar los costos del transporte de energía en redes queabastecen a varios generadores, por lo que la solución del sistema principal parece ser lamejor opción.La socialización de los costos de transmisión vía la red principal tiene el problema deque elimina la señal del mejor costo económico para la sociedad, al evaluar entre laproducción local y la importación de electricidad. Por este motivo, el modelo actual de

Propuestas y Proyeccionesexpansión de la generación eléctrica debe ser corregido para que el sistema reconozca amáquinas locales (por ejemplo hidráulicas) un premio por el costo de expansión del transporteque evita. En el análisis mostrado dicho premio es equivalente a 600 US$ por kW loque puede significar un tercio del costo total de la nueva máquina hidráulica.El tema del desarrollo de la transmisión está ligado íntimamente al desarrollo de la generacióny por consiguiente, ambos deben ser planificados para orientar el desarrollo porel menor costo social. Además, si el Estado busca que cada zona del país tenga un equilibriomínimo entre oferta y demanda, entonces, deberá imponer restricciones mínimasque llevarán a desarrollar la mejor fuente local para alcanzar esta condición mínima desuministro.En resumen, el Estado debe:• Desarrollar un planeamiento energético observando las restricciones mínimas de seguridady evaluando el mínimo costo social.• En base a este planeamiento, desarrollar los transportes de energía de tal forma deobtener la sinergia entre las diversas fuentes energéticas (hidrocarburos, gas natural,hidroelectricidad, carbón y otras fuentes renovables).• Incentivar mediante el manejo de permisos para la instalación de unidades de generacióno mediante el pago de incentivos a nuevas ofertas de generación local, de talforma que se usen las inversiones ya incurridas en los transportes de energía y no segeneren congestiones en las redes existentes.Si el Estado define que se requiere un determinado tipo de generación local, debe sercapaz de pagar un costo adicional extra tarifario para que dicha inversión se haga. La determinacióndel costo extra se puede obtener mediante licitaciones. En el caso hidroeléctrico,el Estado debe de invertir en la mejora de la información de los nuevos desarrollospara que los potenciales inversionistas reduzcan su periodo de evaluación y también elriesgo del negocio.5. Proyecciones del sector energéticoLos siguientes mapas muestran las proyecciones efectuadas por los especialistas de la GARTde OSINERGMIN en cuanto a la masificación del gas natural y la situación de la electricidaden el país como un todo y por zonas.Si se compara el Gráfico Nº 5.25 con el Nº 5.26 tenemos que para el 2015 la energía a nivelpaís crecerá a una tasa del 8%, y que el promedio de electricidad es de 50 TW/año comoconsumo del país, mientras que en los hidrocarburos líquidos estaremos a una tasa inferioro negativa, ya que se estima una sustitución de combustibles por gas natural, el mismo quealcanzará un consumo del orden de los 24 millones de m 3 por día, asimismo la participaciónde los residuales se reducirá, el GLP tomará más fuerza respecto a su participación, y la participaciónde las gasolinas se reducirá por la sustitución de gas natural, el kerosene turbo semantendrá por la demanda del turbo en el sector turismo, debido al consumo de aviones,mientras que el kerosene desaparecerá, y finalmente, la participación del diesel Nº2 se reducirápor la sustitución del parque automotor.Además se puede observar que si no se promueven proyectos de hidráulica, para el 2015 elpaís no estará preparado para afrontar un desabastecimiento de gas, debido al crecimientode la demanda, pues las reservas, la producción y el transporte no estarán aptos para afrontardichos requerimientos.135

oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooApuntes para el Plan Energético NacionalGráfico Nº 5.25Situación al 2010081 80 79 78 77 76 75 74 73 72 7170 o69o o o o o o o o o o o o01Combustibles33 mil bl/día2197 TJ/díaCreci. 4%345Norte678Combustibles101112Centro131415161718SurPIURA81TUMBESLAMBAYEQUE80EcuadorGas Natural (EE)0,3 millónm 3 /día12 TJ/día89 mil bl/día9 495 TJ/díaCreci. 1%CAJAMARCALA LIBERTAD79AMAZONASANCASHGas Natural (EE)9,6 millónm 3 /día384 TJ/díaCombustibles21 mil bl/día124 TJ/díaCreci. 5%78Electricidad6,2 TWh/año62 TJ/díaCreci. 10%SANMARTIMARTINLIMAGas Natural07734 TJ/d(2,4)HUANUCOElectricidad22 TWh/año220 TJ/díaCreci. 8%PASCOICALORETOJUNINNHUANCAVELICAA20 TJ/d(1,4)UCAYALICUSCOAPURIMACAYACUCHOElectricidad5,7 TWh/año57 TJ/díaCreci. 7%Hidro-Energía2,4 TWh/año24 TJ/díaTérmico0,7 TWh/año7 TJ/díaAREQUIPAAColombiaOcéano AtlánticoPerúen América del Sur7571 70 6976 74 73 72 PerúHidro-Energía13 TWh/año130 TJ/díaHidro = 78%Térmico = 22%T-GN = 17%T-Otros = 4%Térmico14,4 TWh/año144 TJ/díaHidro-Energía2,3 TWh/año23 TJ/díaMOQUEGUATérmico1,4 TWh/año14 TJ/díaTACNAHidro = 48%9Térmico = 52%BrasilT-GN = 52%T-Otros = 0% 10MADRE DEDIODIOSBolivia12345678111213141516Térmico = 39%T-Otros = 39% 17ChileaHidro = 61%T-GN = 0%18Fuente: Propia136

oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooGráfico Nº 5.26Masificación GN al 2015Propuestas y Proyecciones081 80 79 78 77 76 75 74 73 72 7170 o69o o o o o o o o o o o o011EcuadorColombia22345120 mil PIURA bl/día678TUMBESCombustibles690 TJ/díaCreci. -1%LAMBAYEQUEAMAZONASCAJAMARCASAN MARTINLA LIBERTADLORETOHidro-Energía18 TWh/año180 TJ/díaCreci. PerúOcéano Atlántico345678Perúen América del Sur9101112GLP = 13%Gasolinas = 10%Kero-Turbo = 9%Diesel = 37%Residuales = 5%ANCASHLIMAElectricidad50 PASCO TWh/año500 TJ/díaCreci. 8%HUANUCOJUNINUCAYALIBrasilMADRE DE DIOS910111213HUANCAVELICACUSCO1314ICAAPURIMACAYACUCHO1415Gas Natural24,6 millón m3/día986 TJ/díaCreci. 13%16171881807978GN en EE =18,7 mio m 3 /dGN en Otros =5,9 mio m 3 /d77AREQUIPAAguaytía y Talara =2 mio m 3 /dPUNO7574 73 72 71 70 6976 oBolivia1516Térmico = 64%MOQUEGUAHidro = 36%T-GN = 63%17T-Otros = 1%TACNAChile18Fuente: PropiaEn tanto, el Gráfico Nº 5.27 muestra una proyección a nivel zonas: norte, centro y sur y sepuede observar que para el 2015 se presentará un escenario con gas natural distribuido,donde las líneas de transporte de electricidad no operan básicamente transportando elec-137

oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooApuntes para el Plan Energético Nacionaltricidad sino están de contingencia. Asimismo se muestra que la electricidad en el centro delpaís va a crecer en el orden del 8%, en el norte se llegará a tasas mayores del 10%, y en el surse alcanzará una tasa del 7%, mientras que en el gas natural, el norte alcanzará casi los 6 millonesde m 3 por día, y el sur casi los 5 millones de m 3 , y el centro casi 15 millones de m 3 .Gráfico Nº 5.27Masificación GN al 2015081 80 79 78 77 76 75 74 73 72 7170 o69o o o o o o o o o o o o01Combustibles33 mil bl/día2197 TJ/díaCreci. 2%345Norte678Combustibles101112131415161718PIURA81TUMBES67 mil bl/día9374 TJ/díaCreci. -2%CentroSurGas Natural5,5 millónm 3 /día220 TJ/díaLAMBAYEQUECamisea crece 15%+80EcuadorCAJAMARCALA LIBERTAD79AMAZONASGas Natural14,7 millónm 3 /día589 TJ/díaCombustibles20 mil bl/día118 TJ/díaCreci. 3%ANCASH78Electricidad10 TWh/año100 TJ/díaCreci. 10%SANMARTIMARTINLIMAGas Natural4,4 millónm 3 /día176 TJ/día770HUANUCOPASCOICALORETOAguaytía =1 mio m 3 /dElectricidad32 TWh/año320 TJ/díaCreci. 8%JUNINNHUANCAVELICAA0UCAYALICUSCOAPURIMACAYACUCHOElectricidad7,9 TWh/año79 TJ/díaCreci. 7%Hidro-Energía2,4 TWh/año24 TJ/díaTérmico7,6 TWh/año76 TJ/díaAREQUIPAAColombiaOcéano AtlánticoPerúen América del Sur7571 70 6976 74 73 72 PerúHidro-Energía13 TWh/año130 TJ/díaHidro = 23%Térmico = 77%T-GN = 77%T-Otros = 0%Térmico19 TWh/año190 TJ/díaHidro-Energía2,3 TWh/año23 TJ/díaTérmico5,6 TWh/año56 TJ/díaTACNAHidro = 42%9Térmico = 58%BrasilT-GN = 57%T-Otros = 1% 10MADRE DEDIODIOSBolivia12345678111213141516Térmico = 70%T-Otros = 0% 17ChileaHidro = 30%T-GN = 70%MOQUEGUA18Fuente: Propia138

ooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooPropuestas y ProyeccionesEl Gráfico Nº 5.28 propone que el gas de Camisea sea llevado al norte y al sur lo que signifaríaque la potencia y el consumo se lleguen a equilibrar.Gráfico Nº 5.28Masificación GN al 2015081 80 79 78 77 76 75 74 73 72 7170 o69o o o o o o o o o o o o011EcuadorColombia2234TUMBESTalara EE0,4 millón m 3 /dLORETO345PIURAAMAZONAS5678LAMBAYEQUECAJAMARCASAN MARTINP=1400 MWC=1400 MWLA LIBERTADPerúAguaytía EE1,0 millón m 3 /dOcéano AtlánticoPerúen América del Sur6789910Q medio = 5,5 millón m 3 /dQ diseño = 7 millón m 3 /dL = 11500 km / D = 26”Inversión = 455 millón US$Tarifa = 1,0 US$ / kpc12HUANUCOANCASHPASCOJUNINLIMAUCAYALIBrasilCamisea EE16,4 millón m 3 /dMADRE DE DIOS1011121314151718Fuente: PropiaP=4600 MWC=4600 MWQ diseño = 12,8 millón m 3 /d16L = 600 km / D = 24”Inversión >< 600 millón US$Tarifa = 0,9 US$ / kpcICAHUANCAVELICAAPURIMACAYACUCHOQ medio = 4,4 millón m 3 /dQ diseño = 7 millón m 3 /dL = 1000 km / D = 24”Inversión = 990 millón US$Tarifa = 1,8 US$ / kpcCUSCOAREQUIPA80787776 7574 73 o81 7972 71 70 69El Gráfico Nº 5.29 resume la posición de los especialistas de la GART de OSINERGMIN, sila producción de electricidad se sigue concentrando en Lima, ésta será más costosa en las1391314P=1200 MWPUNOMOQUEGUATACNAC=1200 MWChileBolivia15161718

oooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooApuntes para el Plan Energético Nacionalzonas sur y norte del país, ya que estas regiones siempre dependerían de la zona centropara abastecerse, por lo tanto el precio de la energía en estas zonas será mayor, por lo quela solución es desconcentrar la producción de electricidad para beneficiar a todo el país.Gráfico Nº 5.29Situación al 2015081 80 79 78 77 76 75 74 73 72 7170 o69o o o o o o o o o o o o01123EcuadorColombiaExportar desde el Centrohacia el Norte y Sur¿Eso le conviene al País?234TUMBESLORETO45(precios 6 altos)78PIURAZona ImportadoraLAMBAYEQUEP=400 MWC=1400 MWAMAZONASCAJAMARCASAN MARTINLA LIBERTAD7,5 TWh / 75 TJ/d1000 MWPerúOcéano AtlánticoPerúen América del Sur567899101112HUANUCOANCASHPASCOJUNINLIMAUCAYALIBrasilCamisea EE16,4 millón m 3 /dMADRE DE DIOS10111213Zona Exportadora14(precios bajos)P=6200 MWC=4600 MWHUANCAVELICACUSCOAPURIMACICA AYACUCHO4,3 TWh / 43 TJ/d13600 MW141516AREQUIPAPUNOBolivia151617Zona Exportadora(precios altos)188180797877P=600 MWC=1200 MWMOQUEGUATACNAChile76 7574 73 72 71 70 691718P=ProducciónC=ConsumoFuente: Propia140

6. ConclusionesAl concluir este capítulo se pueden establecer las siguientes conclusiones:Propuestas y Proyecciones• Es necesario efectuar una política energética que se oriente a la seguridad del suministro“nacional” y “zonal”. Para ello se debe hacer: i) planificación de los sistemas de transportes(gasoductos y electroductos); y ii) orientar la generación (con capital privado) en lasZonas Críticas, mediante la cobertura de los costos extras.• Los costos extras son producto de la competencia de los transportes de energía.• Diversificar la generación, tanto en tipo como en ubicación mediante la promoción y elpago de los costos no cubiertos por la tarifa (subsidio).• Los subsidios no deben asumirse como un costo marginal sino como el incremento delcosto medio por diversificación.• Desarrollar los gasoductos troncales hacia el Norte y Sur deben ser la prioridad del Estado:i) Dentro del gasoducto Sur, la ruta de mejor costo y mayor potencial futuro parael país es la Sierra (Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua, Tacna); ii) El gasoducto Norte porla costa presenta ventajas constructivas, pero puede evaluarse un gasoducto Ayacucho,Huancayo, Tarma, Chimbote.• Las ampliaciones apremiantes de la Transmisión Eléctrica deben de hacerse minimizandoel Costo de Corto Plazo, ya que estas deben adaptarse a la Estrategia de Largo Plazo(gasoductos): i) La ampliación de Mantaro – Socabaya debe hacerse con la mínima inversión;y ii) El anillo de Lima (Chilca – Zapallal) debe hacerse en 220 kV.• Al año 2015 se requiere “incentivar” generación hidroeléctrica en cada zona, de acuerdoa los tamaños requeridos, para lo cual, el Ministerio de Energía y Minas: i) Debe evaluary definir los proyectos necesarios en cada Zona (Norte, Centro y Sur), y ii) Concursarestos proyectos y asignar un pago extra (subsidio) por la parte no cubierta en la tarifa.• Todas estas cosas requieren cambio en la Ley para instrumentar: i) Promoción de gasoductostroncales; ii) Incentivos a la generación termoeléctrica con gas natural en forma“descentralizada”; y iii) Incentivo a la diversificación de fuentes (hidráulica), de acuerdocon las 3 principales zonas.• El costo de racionamiento del sector eléctrico debe ser fijado en US$ 3 500 por MWh.• El generador eléctrico que no puede garantizar en todo momento su potencia firme (aexcepción de los mantenimientos programados) debe pagar a la sociedad el costo marginaldel sistema, y en caso de falla el costo de racionamiento.• La mejor alternativa para incrementar la seguridad en la producción de electricidad debidoa posibles fallas en el suministro del gas natural es obligar a la instalación de máquinasduales (gas natural – Diesel Nº2) con sistemas de aprovisionamiento desde plantasde ventas vía poliductos.• Es más conveniente para el sistema eléctrico la instalación de parques de generación térmicacercanos a las plantas de almacenamiento de combustibles líquidos ya instaladosen el país.• El reconocimiento de la dualidad de la central de punta más la redundancia en el combustiblesignifica incrementar el precio de la potencia de punta en 9%.• El costo medio de producción de un ciclo combinado equivale a US$ 34 por MWh, mientrasque una central hidráulica típica tiene un costo medio de US$ 50 por MWh. Por lo141

Apuntes para el Plan Energético Nacionaltanto, en las condiciones actuales, es muy difícil que el ciclo combinado pueda ser destronadopor la central hidráulica.• Si existiera un fondo, con recursos provenientes de los beneficios sociales que trae usarel gas natural en otras labores industriales diferentes a la producción de electricidad, entoncesel costo medio de producción de electricidad con centrales hidráulicas se puedereducir por debajo del costo medio de las centrales térmicas a gas natural.• El menor costo de producción de la central hidráulica garantiza que la sustitución delciclo combinado por la hidroeléctrica no se traduzca en la elevación del precio de laelectricidad.142

RecomendacionesCapítulo VIRecomendacionesAl concluir este documento podemos establecer las siguientes recomendaciones:• Modificar los sistemas de pago de la potencia firme para que sean un incentivo a la garantíade electricidad. El pago de la potencia firme debe ser una opción que puede tomar elgenerador que quiera tener un ingreso garantizado, pero debe compensar con el costo defalla en caso no provea lo garantizado.• Definir un plan de desarrollo de la generación-transmisión de electricidad de la mano delos sistemas de transporte de gas natural, para incrementar la seguridad y al mismo tiemporeducir el costo social para el país.• Efectuar generación de emergencia, a través de la implementación de un Decreto de Urgenciapara dotar al sistema de 300 MW adicionales.• Realizar administración del racionamiento.• Establecer una política sectorial para el desarrollo sostenible de las fuentes de energía, ellomediante el desarrollo integrado del gas natural y la electricidad, la ampliación y diversificaciónde la oferta, el uso eficiente de los recursos (fuentes e infraestructura), la administraciónde la demanda y el fortalecimiento institucional.• Mejorar la autoridad del COES.• Posibilitar que los precios del gas natural favorezcan el crecimiento eficiente, ya que elprecio del gas natural para el mercado interno debe reflejar progresivamente los costos deoportunidad de los mercados relevantes (evitar la volatilidad) y el precio del mismo debeajustarse con un impuesto específico para equilibrar el costo de oportunidad, y lo recaudadode este impuesto se destinaría al desarrollo de proyectos hidroeléctricos y otras fuentesrenovables, se otorgaría incentivos para la generación eficiente de ciclo combinado, y aldesarrollo de infraestructura de líneas de transmisión y gasoductos.• Incrementar la disponibilidad de gas natural.143

Apuntes para el Plan Energético Nacional• Imponer penalidad por uso ineficiente del gas natural.• Incrementar la reserva del Sistema Eléctrico, a través de licitaciones con Proinversión.• Redefinir los pagos por confiabilidad (Potencia y Energía Firme).• Incrementar la disponibilidad de Diesel Nº2.• Realizar la promoción de grandes proyectos hidráulicos con Buen Factor de Planta.• Desconcentrar la generación a gas natural hacia el norte y sur.• Incorporar la Función de monitorear la seguridad del Sistema Eléctrico y de gas natural(OSINERGMIN).• Crear una institución con el propósito de fomentar la hidráulica.144

AnexosAnexos145

oApuntes para el Plan Energético NacionalAnexo 1:Transporte actual de energía en el país (electroductos y gasoductos)ECUADORCOLOMBIAMACHALAZARUMILLAPTO. PIZARROTUMBESZORRITOS NVO. ZORRITOSMANCORATUMBESTALARA MALACASVERDUNPIURALORETOSULLANAEl ARENALCURUMUYPIURAAMAZONASPAITACHULUCANASPIURA HUANCABAMBAOESTEMUYOLA UNIONMORROPONBAGUA CHICASECHURAOCCIDENTEYURIMAGUASBAGUA GRANDEJAENLA PELOTARIOJACONSTANTEOLMOSMOYOBAMBAMOTUPECACLICLA VIÑACHACHAPOYAS GERAILLIMOTARAPOTOLAMBAYEQUE CARHUAQUEROSAN MARTINCHICLAYOTUMANOESTECAJAMARCA CELENDINCAYALTI YANACOCHABELLAVISTAGALLITO CIEGOCAJAMARCAPACASMAYOCHILETE SAN MARCOSCAJABAMBAMORENAMALABRIGOCHARATOTUZCOSTGO DE CAOLA LIBERTADTrujilloMOTILALTO CHICAMATOCACHETRUJILLO NORTEYARINACOCHAPALLASCATAYABAMBAPUCALLPAVIRÚSIHUASLA PAMPAPOMABAMBACAÑON DEL PATOAUCAYACUChimboteSAN JACINTO NEPEÑA AGUAYTIACARAZTINGO MARIACARHUAZPIERINAANTAMINACASMA HUARAZHUANUCOTICAPAMPAVIZCARRAHUANUCOANCASHHUARMEYIQUITOSREPARTICIÓNBRASILOCÉANO PACÍFICOVENTANILLAPARAMONGAGOYLLARISQUIZGAPASCONUEVAUCHUCCHACUAOXAPAMPAC.H.YUNCANUCAYALIPARAMONGACAHUA PARAGSHAYAUPICARHUAMAYOCONDORCOCHAHUACHOMALPASOANDAHUASICHUNCHUYACUCamiseaTARMAOROYA NUEVAYANANGOPACHACHACAC.H.CHIMAYHUARALJUNINHUINCOLA OROYAPOMACOCHACAMISEAZAPALLALJAUJAMATUCANACHAVARRIACHUPACAVENTANILLACALLAHUANCAHUAYUCACHISANTA ROSAMOYOPAMPAPAMPASBALNEARIOS HUAMPANI211CHUMPEMANTAROSAN JUANLIMACUSCOMADRE DE DIOSRESTITUCIONPTO. MALDONADOHUANCAVELICACHAHUARESCOBRIZAHUANCAVELICAHUANTAQUILLABAMBAINGENIOCAÑETEAYACUCHOC.H. MACHU PICCHUCACHIMAYOINCACAUDALOSAPAUCARTAMBOHUINCOPACHACHACATAMBO DE MORAABANCAYPISACHumay CANGALLOQUENCOROCALLAHUANCA POMACOCHAINDEPENDENCIAANDAHUAYLASPISCODOLORESPATACH SAN GABANPARACASICAMOYOPAMPACOMBAPATASANTA MARGARITAPUNOHUAMPANICHALHUANCA CHUQUIBAMBILLAAYACUCHOSAN RAFAELAPURIMACSICUANI ANTAURAICA PALPACOTARUSEPUQUIONASCATINTAYA AYAVIRIAZANGAROCIRCUITO LIMAMARCONAARCATASAN NICOLASCAYLLOMABELLA UNIONCALLALLIAINDEPENDENCIAJULIACATAPARACHICHAVARRIALurínMelchoritaTACAMAVILLACURIBOLIVIAAREQUIPAPUNODESCRIPCIÓNLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kVSUBESTACIÓNCENTRAL HIDRÁULICACENTRAL TÉRMICACAPITALDEDEPARTAMENTOGASODUCTOLÍNEASEXISTENTESLÍNEASPROYECTADASCHILINACHARCANII,II,III,IV,VIMAJESMOLLENDOCHARCANI VSOCABAYACERRO VERDEMOQUEGUAREPARTICIONILAVEMONTALVO BOTIFLACAMOQUEGUA TOQUEPALAARICOTA ICHALLAHUAYAILOARICOTA 2 TARATAILO 2EL AYROTOQUELA ALTOTOMASIRI LOS HEROESCALANATACNATACNALA YARADACHILEPOMATA146

oAnexo 2:Transporte futuro de energía en el país (electroductos y gasoductos)AnexosECUADORCOLOMBIAMACHALATALARAEl ARENALZARUMILLAPTO. PIZARROZORRITOS TUMBESNVO. ZORRITOSMANCORATUMBESPAITASECHURACONSTANTEMALACASVERDUNPIURASULLANACURUMUYLA UNIONPIURACHULUCANASPIURA OESTE HUANCABAMBALAMBAYEQUEMORROPONOCCIDENTEJAENOLMOSMOTUPELA VIÑAILLIMOCARHUAQUEROAMAZONASMUYOBAGUA CHICABAGUA GRANDELA PELOTARIOJACACLICGERACHICLAYOTUMANOESTE POMALCA CAJAMARCA CELENDIN SAN MARTINCAYALTI YANACOCHABELLAVISTAGUADALUPEGALLITO CIEGOPACASMAYOCAJAMARCACHILETE SAN MARCOSCAJABAMBAMALABRIGOMORENAOTUZCOCHARATSTGO DE CAOLA LIBERTADTRUJILLO NORTETOCACHEMOTIL ALTO CHICAMATrujillo PALLASCATAYABAMBAVIRÚSIHUASLA PAMPACHACHAPOYASPOMABAMBACAÑON DEL PATOCHIMBOTE NEPEÑACARAZSAN JACINTOCARHUAZPIERINAANTAMINACASMA HUARAZVIZCARRATICAPAMPAANCASHHUARMEYMOYOBAMBAYURIMAGUASTARAPOTOLORETOAUCAYACUAGUAYTIATINGO MARIAHUANUCOHUANUCOYARINACOCHAPUCALLPAIQUITOSREPARTICIÓNBRASILOCÉANO PACÍFICOVENTANILLADESCRIPCIÓNLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN220 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kVSUBESTACIÓNCENTRAL HIDRÁULICACENTRAL TÉRMICACAPITALDE DEPARTAMENTOGASODUCTOCHAVARRIAPARAMONGAGOYLLARISQUIZGA PASCONUEVAUCHUCCHACUAOXAPAMPAC.H.YUNCANUCAYALIPARAMONGACAHUA PARAGSHACARHUAMAYOYAUPICONDORCOCHAMALPASOHUACHO ANDAHUASICHUNCHUYACUCamiseaOROYA NUEVA TARMA YANANGOPACHACHACAC.H.CHIMAYHUARAL HUINCOLA OROYA JUNINPOMACOCHACAMISEAZAPALLALJAUJAMATUCANACHAVARRIACHUPACAVENTANILLACALLAHUANCAHUAYUCACHISANTA ROSAMOYOPAMPAPAMPASBALNEARIOS HUAMPANI211CHUMPEMANTAROSAN JUANRESTITUCIONLIMACUSCOMADRE DE DIOSQuillabambaPTO. MALDONADOHUANCAVELICACOBRIZACHAHUARESHUANCAVELICAHUANTAQUILLABAMBAINGENIOCAÑETEAYACUCHOC.H. MACHU PICCHUCACHIMAYOINCACAUDALOSAPAUCARTAMBOHUINCOHumayPACHACHACATAMBO DE MORAABANCAYPISACINDEPENDENCIACANGALLOQUENCOROCALLAHUANCA POMACOCHAANDAHUAYLASPISCODOLORESPATACH SAN GABANPARACASICAMOYOPAMPASANTA MARGARITACOMBAPATAPUNOCHUQUIBAMBILLAHUAMPANICHALHUANCAAYACUCHOSAN RAFAELAPURIMACSICUANI ANTAURAICA PALPACOTARUSEPUQUIONASCATINTAYA AYAVIRIAZANGAROA INDEPENDENCIACIRCUITO LIMALÍNEASEXISTENTESLurínMelchoritaLÍNEASPROYECTADASTACAMAVILLACURIMARCONASAN NICOLASBELLA UNIONARCATACAYLLOMACALLALLIJuliacaJULIACATAPARACHIPUNOAREQUIPACHILINAILAVECHARCANI CHARCANI VI,II,III,IV,VI SOCABAYAPOMATAMAJES CERRO VERDE MOQUEGUAREPARTICIONMOLLENDOMONTALVO BOTIFLACAMOQUEGUA TOQUEPALAARICOTA IIloILOCHALLAHUAYAARICOTA 2TARATAILO 2EL AYROTOQUELA ALTOTOMASIRI LOS HEROESCALANATACNATACNALA YARADACHILEBOLIVIA147

Apuntes para el Plan Energético NacionalAnexo 3:Potencial disponible de energía geotérmica148

Anexo 4:Potencial disponible de energía eólicaAnexos149

Apuntes para el Plan Energético NacionalAnexo 5:Potencial disponible de energía solar150

BibliografíaBibliografìa1.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Hidrocarburos 2007-2016’. Lima, Perú.2006.2.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Electricidad 2006-2015’. Lima, Perú.2006.3.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Nacional de Electrificación Rural 2006-2015’. Lima, Perú.2006.4.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Energía al 2015’. Lima, Perú.5.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Maestro de Energías Renovables’. Lima, Perú. 2006.6.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Balance Nacional de Energía 2006’. Lima, Perú. 2006.7.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Anuario Estadístico de Hidrocarburos 2007’.http://www.minem.gob.pe/hidrocarburos/pub_anuario_2007.asp8.- I Foro de Inversiones ALC-UE. ‘Política Energética Nacional y Energías Renovables’. Lima,Perú. Mayo 2008.http://www.proinversion.gob.pe/RepositorioAPS/0/0/JER/FORO_REGIONES_PRESENTACIO-NES/Precursores/MINEM_Amadeo%20Prado.pdf9.- Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, ‘Boletín Estadístico Mensual Sector Hidrocarburos– Informe Junio de 2008’. Lima, Perú. 2008.10.- Ministerio de Energía y Minas, ‘Estadística Eléctrica- Junio 2008’. Lima, Perú. 2008.http://www.minem.gob.pe/archivos/dge/estadisticas/informativo/junio2008.pdf11.- OLADE, ‘Competencia en mercados energéticos: Documento Nacional de Lecciones Aprendidas– Caso Perú’. Abril 2006.151

Apuntes para el Plan Energético Nacional12.- Rojas, Oswaldo; Rojas, Jorge y Salas, Julio. ‘Situación energética de los hidrocarburos en elPerú’. Págs. 21-32. Noviembre de 2006.http://www.scielo.org.pe/pdf/id/v9n2/a05v9n2.pdf13.- Diversificar la Matriz Energética del Perúwww.participaperu.org.pe/novedades/seminario_internacional/PEDRO_GAMIO_2.pp-14.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Libro Anual de Reservas 2006– Resumen Ejecutivo’. Lima,Perú. 2007.15.- Narváez, Alejandro. ‘Crisis del Petróleo y Política Energética’. Lima, Perú. 2006http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtualdata/publicaciones/administracion/n18_2006/a03.pdf16.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Venta de combustibles en el país: Enero – Junio 2008’. Lima,Perú. 2008.http://www.minem.gob.pe/archivos/dgh/estadisticas/informens/2008/junio/ventas.pdf17.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Producción de Hidrocarburos Líquidos junio 2008’. Lima,Perú. 2008.18.- CIES. ‘Política Energética frente a la elevación de los precios del petróleo’. Lima, Perú.2008.http://cies.org.pe/node/96219.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Hacia una nueva matriz energética en el Perú’. Págs. 2-13.Lima, Perú 2007.152

153

154

147