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1
Ponencia magistral:El Gobierno del Presidente
Humala – Su visión y planes para el sector energético
SEPTIEMBRE 2011
Carlos Herrera DescalziMinistro de Energía y Minas
Carlos Herrera DescalziMinistro de Energía y Minas
Marco conceptual
La energía influye sobre todos los sectores económicos: valor estratégico
Estado: planifica el desarrollo energético. Consecuencia: cartera de proyectos
Rol de la empresa privada: ejecución de la cartera de proyectos.
Estado: promueve, supervisa
3
Fuente de EnergFuente de Energíía a RenovableRenovable
Potencial Potencial (MW)(MW)
Potencial Potencial (GW.h / a(GW.h / añño)o)
Capacidad Instalada Capacidad Instalada (MW)(MW)
HidrHidrááulicaulica 58,937 58,937 (1)(1) 395,118 395,118 (1)(1) 6,248.41 6,248.41 (8)(8)
EEóólica (Viento)lica (Viento) 22,452 22,452 (2)(2) Aprox. 39,336Aprox. 39,336 (5)(5) 0.7 0.7 (9)(9)
SolarSolarSierra: 5.5 a 6.5 kWh/mSierra: 5.5 a 6.5 kWh/m22--ddíía;a;Costa: 5.0 a 6.0 kWh/mCosta: 5.0 a 6.0 kWh/m22--ddíía;a;
Selva: 4.5 a 5.0 kWh/mSelva: 4.5 a 5.0 kWh/m22--ddíía a (3)(3)7.92 7.92
GeotGeotéérmicarmica 3,000 3,000 (4)(4) Aprox. 21,024 Aprox. 21,024 (6)(6) 00
PERÚ: POTENCIAL EN ENERGÍAS RENOVABLESPerPerúú tiene una enorme capacidad de generacitiene una enorme capacidad de generacióón eln elééctrica con energctrica con energíías as renovables a ser explotadarenovables a ser explotada
(1) Fuente: Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional; Ministerio de Energía, Consorcio Lahmeyer –Salzgitter LIS, 1979.(2) Fuente: Implementación del Sistema Digital para Evaluación Preliminar del Potencial de Recurso Eólico –VIENTOGIS; CONSORCIO METEOSIM TRUEWIND S.L. – LATIN BRIDGE BUSINESS S.A., 2008.(3) Fuente: Atlas de Energía Solar del Perú; SENAMHI, 2003. (4) Fuente: “Geothermal Resources in Peru”; Battocletti, Lawrence, B& Associates, Inc ,1999.
(5) Se asume un Factor de Planta de 20%.(6) Se asume un Factor de Planta de 80%.(8) Potencia firme a junio de 2011.(9) Centrales Eólicas Marcona y Malabrigo
4POTENCIAL EN HIDROCARBUROS
Fuente: Global Petroleum Survey 2011, Fraser Institute
Perú: registró un avance del puesto 85 al 76, entre 136 naciones, como mejor mejor destino para la inversidestino para la inversióón n en hidrocarburosen hidrocarburos en el ranking mundial 2011 publicado por el Instituto Global de Petróleo Fraser.
5POTENCIAL PETROLÍFERO
Potencial petrolífero: 2,000 MM barriles
@ US$ 100/bbl: US$ 200 mil millones
6VISIÓN DEL PERÚ
Estado socio y colaborador de la inversión privada, dentro de un marco de respeto irrestricto a las Comunidades Indígenas y el cumplimiento de estándares medio ambientales internacionales, fomentando el uso estratégico de los recursos naturales y priorizando su utilización en el desarrollo nacional.
Estado socio y colaborador de la inversión privada, dentro de un marco de respeto irrestricto a las Comunidades Indígenas y el cumplimiento de estándares medio ambientales internacionales, fomentando el uso estratégico de los recursos naturales y priorizando su utilización en el desarrollo nacional.
.
Extracto de la autógrafa de Ley del Derecho a la Consulta Previa a los Pueblos Indígenas u Originarios, reconocido en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT):
Perú:Órdenes de magnitud
Potencial hidroeléctrico desarrollable: 50,000 MW–@ US$ 2,000/kW: US$ 100 mil millones
–@ US$ 50/MWh: US$ 15 mil millones/añoUS$ 750 mil millones en 50 años
Potencial petrolífero: 2,000 MM barriles–@ US$ 100/bbl: US$ 200 mil millones
8MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA:
PRESENTE Y FUTURO
Situación Actual (2010)
Objetivo
Fuente: Plan Referencial de Eficiencia Energética 2009 - 2018
Debe ser:– Suficiente (cantidad);– Oportuno (plazo);– Confiable (sin interrupciones, calidad);– Económico (balance precio/calidad);– Limpio (ambientalmente tolerable);– Asegurado (la independencia permite autonomía)– Sostenible (próximas generaciones)
Dentro del plano social– Extensivo (al alcance de todos); y– Solidario (menor disparidad de precios; se logra vía traslado del
beneficio de escala de los mayores consumidores para compensar el mayor costo de la menor escala de los consumidores menores).
Requisitos del abastecimiento energético
La DemandaPoblación, energía y desarrollo
0
PoblaciónPoblación
0
EnergíaEnergía
0
PBIPBI
Tiempo (años)
x/x0
t = 0
0
ElectricidadElectricidad
1
11MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ – 2010 (PJ) (*)
Gas Natural140(19%)
Carbón Mineral35(5%)
Biomasa2
99(14%)
Transporte210(31%)19
6396
38
Residencial y Comercial
119 (18%)
Industrial 125(19%)
117
7
>17
174
69
31
5
88
7
4
13
133
23
148
40
Participación por Sector
Hidroenergía91
(12%)
Petróleo + LGN371(50%)
Participación por Fuentes1
100
33
28
5545
Generación Eléctrica 237
Consumo Total de Energía (TJ):612 645
Nota:PJ: Peta Joule, 1 PJ = 277 GWh(1): Después de pasar por los Centros de Transformación y/o descontadas las pérdidas.(2): La Biomasa integra a la Leña, Bosta & Yareta y el Bagazo.(3) Las pérdidas en generación de electricidad son 31 129 GWh (112 PJ)
Petróleo + LGN104 513 x 106 Bbl
(50%)
Gas Natural182 502 x 106 PC
(19%)
Carbón Mineral1 099 x 103TM
(5%)
Biomasa2
9 004 x 103TM(14%)
Hidroenergía25 253 GWh
(12%)
Generación Eléctrica 65 774 GWh3
(*) Versión Preliminar, a octubre de 2010
De las fuentes a las formas
Exportación
No
Ren
ova
ble
sN
o
Ren
ova
ble
sR
enova
ble
s
Fuen
tes
ex
tern
as
Fuen
tes
pro
pia
s
ResidencialResidencial
Transporte
Industria
Otros
Formas
Fuerza motriz
Fuerza automotriz
Calor Alta Temp.
Calor Baja Temp.
Electricidad doméstica
Otros
Conversión de energías primarias a secundarias, terciarias, …
Conversión de energías primarias a secundarias, terciarias, …
Red energética
FormasFuentes
η =
Pr_ReReoducciónDuración servas
servas=
ReRe Re
novableAmbientalnovable No novable
=+ −
ExternaDependenciaInterna Externa
=+
ELECTRICIDADESPECÍFICA
CALOR BAJA TEMPERATURA
FUERZA AUTOMOTRIZ
CALOR ALTA TEMPERATURA
FUERZA MOTRIZ
SECTOR TRANSPORTE
SECTOR INDUSTRIAL
SECTOR COMERCIAL, RESIDENCIAL Y
PUBLICO
HIDRO ENERGÍAHIDRO
ENERGÍA
PETRÓLEO
GAS
FUENTES TRANSFORMACIÓN Y TRANSPORTE
SECTORES DE CONSUMO
100% = 10,399 kTEP 100% = 8,077 kTEP1,233 kTEP
1,125 kTEP
224 kTEP
954 kTEP
939 kTEP
2 %
74 %
24 %24 %70 %
2 %3
5 %4
93 %
20 %
80 %
20 %1
10 %2
58 %
42 %
39 %
37 %
24 %24 %
η =30 %η =30 %
η =80 %η =80 %
η =30 %η =30 %
η =60 %η =60 %
η =85 %
η =90 %
1 Eficiencia de la CH2 Transporte
3 Transporte4 Eficiencia de Refinería
Refinería
CCTT
Planta de Gas
CCHH
FORMAS DE USO FINAL
Infraestructura
El ciclo de cambio
EVALUACIÓN
FILOSOFÍA
DOCTRINA
RESULTADOS
POLÍTICA
PLAN
PROGRAMA
EJECUCIÓN
50 años
25 años
3 años
10 años
5 años
1 año
Entre los años 2030 y 2060 nuestros hijos y nietos tendrán la edad que tenemos ahora.
¿Tenemos derecho a dejarlos sin recursos o tenemos obligación de dejarles lo que necesitan para poder vivir?
Entre los años 2030 y 2060 nuestros hijos y nietos tendrán la edad que tenemos ahora.
¿Tenemos derecho a dejarlos sin recursos o tenemos obligación de dejarles lo que necesitan para poder vivir?
SOSTENIBILIDADSOSTENIBILIDAD
Período PaleolíticoPeríodo
Paleolítico Período NeolíticoPeríodo NeolíticoEdad de BronceEdad de Bronce
Edad de Hierro
Edad de Hierro
Edad MediaEdad Media
Edad Moderna
Edad Moderna FuturoFuturo
Miles de m
illones de habitantes
Vivimos el tramo final de un escalón de 300 años durante el cual la población humana aumentó en 12 veces
A.C. A.C. A.C. A.C. A.C. A.C. A.C. D.C. D.C. D.C. D.C. D.C.millonesde años
Crecimiento poblacional mundial a través de la historiaCrecimiento poblacional mundial a través de la historia
Fuente: The Population Reference Bureau
Crecimiento poblacionalCrecimiento poblacionalCrecimiento poblacional
El crecimiento del consumo se debe más a la intensidad que a la mayor población
Por incremento del consumo per cápita
Por incremento poblacional
219.2 EJ
23,8 EJ
1 EJ equivalente a 1018 Joule
7,3 EJ
1875 1975
Variación del Consumo mundial de Energía durante 1 Siglo243 EJ
Carbon Dioxide Information Analysis
Center
http://cdiac.esd.ornl.gov/
Emisiones de CO2 [GT C]
0
1
2
3
4
5
6
7
CO2
1850 1900 1950 2000
Población
U.N. Population
Division
Población mundial [Mhab]
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Fuente: ENERDATA, IEPE (Martin & Ramain)
Cons. energía [TW.año]
Energía
0
1
3
5
7
8
11
12
10
9
6
4
2
El hombre y la energía a nivel mundial
Document Haldi (Lasen)
LA DIETA ENERGÉTICA DEL MUNDO en 1973 y en 1999
PetrPetróóleoleo
CarbCarbóónn
GASGAS
50,2 %
40,6 %
18,2 %
24,2 %
27,4 %
25,0 %
2,1 %
2,7 %
NucleaNuclearr
HidroelHidroelééctricactrica
OtrasOtras
1,0 %
1,2 %
7,6 %
0,0 %
1973 19991973: 95%1999: 90%
1973: 5%1999: 10%
20
Consumo total de energConsumo total de energíía (QUAD): a (QUAD): la dependencia la dependencia de las fde las fóósiles continuarsiles continuaráá por muchopor mucho
0
20
40
60
80
100
120
140
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Fósil No-Fósil
EIA Energy Outlook, Modeling and Data Conference, March 28, 2007Fuente: International Energy Outlook 2007Fuente: International Energy Outlook 2007
QU
AD
Del fin del petróleo barato al fin de los alimentos baratos
ÍÍndice de calidad fndice de calidad fíísica de vida y consumo sica de vida y consumo energenergéético per ctico per cáápita de los papita de los paíísesses
Factibilidad de un proyectoFactibilidad de un proyecto
Viabilidad técnica
Rentabilidad económica
Factibilidad financiera
Tolerancia ambiental
Licencia social
Viabilidad técnica
Rentabilidad económica
Factibilidad financiera
Tolerancia ambiental
Licencia social
Pequeño proyecto
Mega proyecto
Ener
gía P
rodu
cida /
Ene
rgía
cons
umid
a
1
100Crud
os et
apas
inicia
les
Crudo d
el lito
ral (O
ffsho
re)
Crudos
Pesado
sLíq
uidos
del ca
rbón
Arenas
bitum
inosas
Etanol
de m
aíz
3
GTL (G
as a L
íquido
s
Para acceder a la energía se consume energíaOpciones para combustibles líquidos
P N C
P
C
E E EErE
= +
=
1P NrE E
r⎛ ⎞= ⋅⎜ ⎟−⎝ ⎠
EP=Energía producidaEC=Energía consumidaEN=Energía neta (obtenida)
r r/(r‐1)
3.0 1.5
2.5 1.67
2.0 2
1.5 3
Fuente: Electricity Production, 2005 CIA World Factbook; CO2 emissions for 2002 IEA Key World Energy Statistics 2004
0
20
40
60
80
100
% (
20
01
)
BRAZIL CHINA INDIA MEXICO
ELECTRICITY PRODUCTION % by source
Fossil Fuels Hydro Nuclear Other
Fuentes de Energía Eléctrica
Una nación de ciclistas se convierte en una nación de automovilistas
Biocombustibles: si encarece el maíz, encarecen las tortillas
EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL PERÚ (año 1998)
• Energía neta: 424.198 HJ
• Energía útil: 143.135 HJ
• Pérdidas: 281.063 HJ
• Eficiencia: 33.7%
143.135 33.7%424.198
=
Perú – Recursos energéticos siglos XX y XXI
Al terminar el Siglo XX, los recursos energéticos del Perú parecían infinitosCamisea ‐ potencial gigantesco: (i) nació en 1985 con perspectiva de 300 años; (ii) el mercado interno le quedaba corto.Potencial hidroeléctrico ‐ gigantesco: (i) evaluado entre 1970‐80; (ii) fin de siglo: usando menos del 3%, cubríamos el 80% de la generación eléctrica
Al terminar la primera década del siglo XXI,Camisea: (i) recursos totalmente comprometidos; (ii) sin poder atender nuevos requerimientos;Potencial hidroeléctrico de la Selva: (i) vinculado a problemas ambientales y sociales; (ii) Afecta otras riquezas (biodiversidad, pulmón amazónico)¿Cuál es el compromiso con Brasil?Una proyección con crecimiento anual del PBI entre 7% y 8%, obligaría a que la demanda eléctrica crezca al 10% por año
Tasa media de crecimiento
MMááxima Demanda [MW]xima Demanda [MW]4,0004,000 8,0008,000 16,00016,000 32,00032,000 64,00064,000
4.7%/a4.7%/aññoo AAñño en que o en que
se alcanzase alcanza
20092009 20242024 20392039 20542054 206920697%/a7%/aññoo 20092009 20192019 20292029 20392039 2049204910%/a10%/aññoo 20092009 20162016 20232023 20302030 20372037
¿Cuánta energía necesitamos para el Siglo XXI?
¿Cuál es nuestro límite de crecimiento energético?
Necesitamos comparar nuestras necesidades (demanda) con nuestras posibilidades (recursos energéticos)
Siglo XXI: ¿Cuál es nuestro límite de crecimiento?
Asumamos: 50 millones de habitantes
Hoy consumimos alrededor de1000 kWh/hab‐año. Equivale a 142 W/hab
En 2005, el consumo per cápita en Sudamérica, en kWh/hab‐año, era:
Chile: 3074 kWh/hab‐año
Venezuela: 2848 kWh/hab‐año
Argentina: 2418 kWh/hab‐año
Brasil: 2013 kWh/hab‐año
Uruguay: 1916 kWh/hab‐año
Colombia: 877 kWh/hab‐año
Perú: 827 kWh/hab‐año
Asumiendo 1000 W/hab, necesitaríamos: 50 GW, con un factor de carga de ¿80%?
Asumiendo 2000 W/hab, necesitaríamos: 100 GW, con un factor de carga de ¿80%?
No nos alcanzaría la hidroenergía, no nos alcanzaría el gas, necesitaríamos energía nuclear
Crecimiento del consumo per cápita, según tasa de crecimiento elcrecimiento elééctricoctrico
Tasa media de crecimiento
Consumo elConsumo elééctrico [W/hab]ctrico [W/hab]142142 284284 568568 11361136 22722272
4.7%/a4.7%/aññoo AAñño en que o en que
se alcanzase alcanza
20092009 20342034 20592059 208120817%/a7%/aññoo 20092009 20232023 20372037 20512051 2065206510%/a10%/aññoo 20092009 20182018 20272027 20352035 20452045
Con 1.9%/año de crecimiento poblacional:
Proyección la población de Perú
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
1810 1860 1910 1960 2010 2060 2110
Pobl
ació
n [M
illar
es]
PBI en América Latina:US$ por hab‐año en 2008
Fuente: Calculado por LatinFocus a partir de datos en Institutos Nacionales de Estadística y Bancos Centrales).
MMPCD 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2028 Acumulado TCF
1- Uso Eléctrico 170 201 220 252 285 180 257 179 269 269 269 1.72- Uso Industrial 92 125 161 233 290 325 364 406 446 482 500 2.2
3- Uso Petroquímico 170 170 170 170 170 170 170 170 170 1.04- Uso Residencial -
Comercial 1 10 17 23 28 37 44 47 51 55 57 0.2
5- Uso Vehicular 26 48 69 95 116 135 151 164 172 178 181 0.9
TOTAL 289 384 636 773 889 847 986 966 1,108 1,153 1,177 6.0
Fuente: Exposición:"Problemática del Gas Natural" DGH. Junio 2009
(2009-2020)
Demanda de Gas Natural de Camisea por sectores para los próximos 20 años
Fuente: Presentación del Ministro de Energía y Minas, al Congreso de la República, el 23 de junio 2009.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
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2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
[MW
]
Año
Escenario de Expansión del SEINBalance Oferta - Demanda
Oferta Térmicas al futuro [MW]Oferta Hidráulica a futuro [MW]Oferta Térmicas existentes [MW]Oferta Hidráulica existente [MW]Demanda Potencia [MW]
SEIN Expansion Scenario - Wet SeasonCapacity Balance - Supply - Demand
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Año
[MW
]
Existing ThermalNew ThermalNew Thermal-CoalNuclearGeothermalEolicaRERAmazonian HydroNew Hydro Wet SeasonExisting Hydro Wet SeasonPeak Load
SEIN - Balance de Potencia en Avenida
SEIN Expansion Scenario - Dry SeasonCapacity Balance - Supply - Demand
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,00020
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
2020
2120
2220
2320
2420
2520
2620
2720
2820
2920
3020
3120
3220
3320
3420
3520
3620
3720
3820
3920
40
Año
[MW
]
Existing ThermalNew ThermalNew Thermal-CoalNuclearGeothermalEolicaRERAmazonian HydroNew Hydro Dry SeasonExisting Hydro Dry SeasonPeak Load
SEIN - Balance de Potencia en Estiaje
SEIN Expansion Scenario - Wet SeasonEnergy Balance - Supply - Demand
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Año
[GW
h]
Existing ThermalNew ThermalNew Thermal-CoalNuclearGeothermalEólicaRERAmazonian HydroNew Hydro Wet SeasonExisting Hydro Wet SeasonPeak Load
SEIN - Balance de Energía en Avenida
SEIN Expansion Scenario - Dry SeasonEnergy Balance - Supply - Demand
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Año
[GW
h]
Existing ThermalNew ThermalNew Thermal-CoalNuclearGeothermalEólicaRERAmazonian HydroNew Hydro Dry SeasonExisting Hydro Dry SeasonPeak Load
SEIN - Balance de Energía en Estiaje
Balón
Cocina1 Balón de GLP (10 Kg)
=
0.5 MMBTU de gas natural
Gas NaturalPrecios para el sector residencial en Lima – Junio 2010
[US$/MMBTU]US$/MMBTU S/./Balón GLP (10 Kg)
Precio Gas Boca de pozo
2.68
Tarifa de Transporte Vía Red Principal
1.02
Tarifa de la Red de Distribución
0.17
Tarifa de Baja Presión
3.38
TOTAL 7.25 10 S/.
1 Balón GLP (10Kg) Gas Natural (para uso equivalente de 1 Balón de GLP)
S/.35S/.10 =
(Tipo de Cambio: 2.8 S/./US$)
1 MMBTU = 21 Kg (GLP)
=
Una familia de 5 personas consume al mes un promedio de 1 balón de GLP (costo S/. 35/mes).
Si esta familia se convierte a Gas Natural gastaría sólo S/. 12/mes, para el mismo uso .
Inquietud científica: ¿Cuánta energía podemos extraer de la naturaleza?
Inquietud económica: ¿Cuánto cuesta obtenerla?
Sol y planetas
Energía solar recibida 178,000Reflejada inmediatamente al espacio exterior 53,000Absorbida, para luego ser re-radiada como calor 82,000Usada para evaporar el agua (clima) 40,000Capturada por las plantas (Fotosíntesis) 100Energía total consumida por la Sociedad Humana 10Energía total consumida en Estados Unidos de N.A. 2.5Energía total consumida como alimento humano 0.6Energía eléctrica consumida por el Perú en 2008 0.004
Fuente: www.hubbertPeak.com/debate/oilcalcs.htm
Nota: Las cifras corresponden a flujos de energía. Están en unidades de potencia, es decir energía por unidad de tiempo
Resultado de Licitaciones: Recursos de Energía Renovable para generar Energía Eléctrica
1ra Subata RER1ra Convocatoria - Buena Pro del 12/02/10
Precios AdjudicadosMáximo Mínimo Ponderado
[US$/MWh] [MW] [GWh-año] [US$/MWh]Biomasa 120.0 27.4 143.3 110.0 52.0 63.5Eólica 110.0 142.0 571.0 87.0 65.5 80.4Solar 269.0 80.0 172.9 225.0 215.0 221.1Hidroeléctrica 74.0 161.7 999.2 70.0 55.0 60.0
2da Convocatoria - Buena Pro del 23/07/10Precios Adjudicados
Máximo Mínimo Ponderado[US$/MWh] [MW] [GWh-año] [US$/MWh]
Biomasa 55.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Solar 211.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Hidroeléctrica 64.0 18.0 85.0 64.0 64.0 64.0
TecnologíaPrecioTope
PotenciaAdjudicada
EnergíaAjudicada
TecnologíaPrecioTope
PotenciaAdjudicada
EnergíaAjudicada
1era Subasta RER
Valor estratégico: energía barata:La energía abunda en la naturaleza:
La Tierra tiene un minúsculo tamaño en comparación al Sol
La energía solar que impacta sobre La Tierra es más de 10,000 veces mayor a la necesidad de energía de la Humanidad
La escasez es de energía barata
En el Perú, en comparación al costo de generación de electricidad con el Gas Natural de Camisea,
La hidroenergía cuesta 50% más;
La eólica y la bíomasa, 150% más,
La solar 400% más
El desarrollo tecnológico reduce los costos de lo que está poco desarrollado, pero muy difícilmente se puede aproximar a los costos de la producción con energías fósiles.
Motores del cambio tecnológico: Cambio climático;
Agotamiento de combustibles fósiles
Cambio tecnológico cambio de infraestructura
Escala del tiempo de respuesta, para el cambio de tecnología: quinquenios, décadas
2021Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Oferta total de Energía [PJ] 395.1 373.3 420.1 462.9 479.2 525.8 713.7 721.1 728.6[MMbep] 68.0 64.3 72.3 79.7 82.5 90.6 122.9 124.2 125.5[TPC] 0.35 0.33 0.37 0.41 0.42 0.46 0.63 0.63 0.64
[Quads] 0.37 0.35 0.40 0.44 0.45 0.50 0.68 0.68 0.69Tasa anual de crecimiento -1.10% 2.51% 2.04% 0.70% 3.24% 2.75% 2.86% 2.97%
Participación por fuentesEnergía Comercial 60.9% 69.1% 74.9% 78.9% 79.1% 84.2% 84.3% 82.0% 82.0%
Fósiles 51.2% 57.8% 63.9% 65.4% 62.0% 64.0% 63.9% 57.0% 57.0%
Hidrocarburos 50.0% 56.6% 61.1% 61.4% 56.9% 59.7% 59.7% 55.0% 55.0%
Petróleo 1/ 48.8% 55.7% 60.8% 61.2% 55.3% 54.5% 54.7% 40.0% 40.0%Gas 2/ 1.2% 0.9% 0.3% 0.2% 1.6% 5.2% 5.0% 15.0% 15.0%
Carbón 3/ 1.1% 1.2% 2.8% 4.0% 5.1% 4.3% 4.2% 2.0% 2.0%Electricidad 9.7% 11.4% 11.0% 13.5% 17.1% 20.3% 20.4% 25.0% 25.0%Nucleoeléctrica 1.0% 1.0%
Energía No Comercial 4/ 36.0% 28.3% 21.6% 18.9% 18.1% 13.1% 13.1% 15.0% 15.0%No Energéticos 3.1% 2.6% 3.5% 2.2% 2.9% 2.7% 2.6% 2.0% 2.0%Total 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 99.0% 99.0%1/ Cons idera a Gas Licuado, Gasol inas Motor, Kerosene/Turbo, Diesel Oi l , Petróleo Industria l y Coques Escenario 1 PBI crece al 4%/año2/ Incluye el Gas Natura l e Industria l Escenario 2 PBI crece al 6%/año3/ Cons idera Carbón Mineral y Vegeta l Escenario 3 PBI crece al 8%/año4/Comprende a la Leña, Bosta , Bagazo y Energía Solar
Fuente: Minis terio de Energía y Minas (MEM) ‐ Balance Naciona l de Energía 2008 1 Quad = 1015 BTUElaboración: CEPLAN‐DNPE
2008Años 1985 1990 1995 2000 2005
PERÚ: COMPOSICIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA, 1985‐2008
Opciones de generación eléctrica
Corto y mediano plazo (2 a 4 años)– Turbinas de gas
– Ciclos combinados
– Centrales a vapor: carbón, petróleo residual
Largo y muy largo plazo (5 a 10 años ó más)– Grandes hidroeléctricas
– Centrales nucleares (> 10 años)
Opciones de generación, costos y precios
Para que una opción de generación se materialice, los precios deben soportar los costos (incluida la rentabilidad)Hoy, la tendencia es:– Disminución de los costos de producción; y– Aumento del costo financiero: mayores tasas para la deuda y menor proporción deuda/capital
Los riesgos del sistema (técnicos, regulatorios, sociales, políticos), son parte del costo.Pregunta clave: Los actuales precios se basan en Camisea. Pero, ¿Cubren los costos de otras alternativas?– Corto y mediano plazo: ¿Tenemos Gas Natural? ¿A quéprecio?
– Largo y muy largo plazo: ¿Podemos pagar los costos de una hidroeléctrica o de una central nucleoeléctrica ?
La situación, en pinceladas
29/01/2000¿Diario Gestión?
Mensaje:Para poder exportar el gas de Camisea, el precio en Boca de Pozo tendría que ser muy bajo. «Si exportáramos en esas condiciones no tendríamos ningún beneficio y dejaríamos vacío el yacimiento de Camisea. Y ése no es el negocio (para el Perú)»
La inconveniencia se conoció desde el principio
La inconveniencia se conoció desde el principio
0909‐‐1212‐‐00 Firma de los 00 Firma de los contratos de Camiseacontratos de Camisea
10‐Nov‐2001
"Reference Value" shall mean, with respect to Gas produced from Block 88 and sold to Buyer during a specified period pursuant to this Agreement, the "Valor de Referencia“ referred to in and determined pursuant to Article 8.2.4 of the Block 88 License for the corresponding period.
Fuente: Contrato de venta de gas natural del Consorcio Camisea a Perú LNG
58
OFERTA VS. DEMANDA LOTE 88 – LOTE 56
OFERTA VS. DEMANDA LOTE 88 – LOTE 56
59GAS NATURAL EN CAMISEA
• Los yacimientos del Gas de Camisea están comprendidos en los Lotes 88 y 56, ubicados aproximadamente a 500 kilómetros al este de Lima, en el departamento del Cusco, provincia de la Convención, distrito de Echarate.
• Lote 88 está constituido por los Yacimientos:• San Martín• Cashiriari
• Lote 56 está constituido por los Yacimientos: • Pagoreni • Mipaya
60CONTRATOS DE LICENCIA
• El 9 de diciembre de 2000, Perúpetro y Pluspetrol Peru Corporation, Hunt Oil Company of Peru L.L.C., SK Corporation y Tecpetrol del Perú celebraron el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88. El Contrato fue aprobado por Decreto Supremo No. 021-2000-EM.
• Con fecha 7 de setiembre de 2004, Perúpetro, Pluspetrol PerúCorporation S.A., Hunt Oil Company of Perú L.L.C., SK Corporation, Tecpetrol del Perú y Sonatrach Peru Corporation, suscriben el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56. El contrato fue aprobado por Decreto Supremo No. 033-2004-EM.
61POTENCIAL EN GAS NATURAL
CASHIRIARICASHIRIARI
MALVINAS
PAGORENIPAGORENI
MIPAYAMIPAYA
SAN MARTINSAN MARTIN
CAMISEALotes 56
Lotes 88
62RESERVAS RECUPERABLES DE GAS NATURAL
28-feb-09 31-dic-09Lote 56 GCA NSAI Diferencia
Probadas (Low Estimate) 2,298 2,594 0,296
28-feb-09 31-dic-09Lote 88 GCA NSAI Diferencia
Probadas (Low Estimate) 7,875 9,049 1,174
28-feb-09 31-dic-09
TOTAL LOTES 56 Y 88 GCA NSAI Diferencia
Probadas (Low Estimate) 10,173 11,644 1,471
GCA= Gaffney & Cline Associates
NSAI= Netherland, Sewell & Associates Inc.
Producido+ Reservas
63POTENCIAL EN GAS NATURAL
Requerimientos (Sin renovación de contratos existentes) 2004-2028
Lote 88 Lote 56 Total
Mercado Interno 3,768 0 3,768Exportación 2,5 1,7 4,2Total 6,268 1,7 7,968
Requerimientos (Con renovación de contratos existentes) 2004-2028
Lote 88 Lote 56 TotalMercado Interno 6,477 0 6,477
Exportación 2,5 1,7 4,2
Total 8,977 1,7 10,677Nota:- Fecha vencimiento contrato de Licencia Lote 88: 2040- Fecha vencimiento contrato de Licencia Lote 56: 2044- Fecha de término de Planta PLNG: 2028
Art. 2.3 del Contrato de Venta de Gas Naturalentre Camisea y Perú LNG.
64INFRAESTRUCTURA:
CAPACIDAD – AMPLIACIONES MALVINAS Y TgP
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
jun-
04
jun-
05
jun-
06
jun-
07
jun-
08
jun-
09
jun-
10
jun-
11
jun-
12
jun-
13
jun-
14
jun-
15
jun-
16
jun-
17
jun-
18
jun-
19
jun-
20
jun-
21
jun-
22
jun-
23
jun-
24
jun-
25
jun-
26
jun-
27
MM
PCD
Capacidad de Procesamiento en Malvinas Capacidad de Transporte Inluyendo PLNG Gas Comprometido Incluyendo PLNG
Segunda ampliación de la Planta Malvinas: 1560 MMPCD, se estima que entre en operación Ago. 2012
1169 MMPCD
450 MMPCD
Considerándose la renovación de los contratos
Habrá infraestructura pero no hay Gas Natural (Lote 88 y 56) hasta las nuevas campañas de exploración
RESUMEN DE PRONÓSTICO DE RESERVAS TOTALES DE GAS SECO (100 POR CIENTO) LOTES 88 y 56, CUENCA UCAYALI, PERÚProbadas Desarrollada en
ProducciónTotal Probadas Desarrolladas Total Probadas (1P) Probadas + Probables (2P)
Probadas + Probables + Posibles (3P)
[MMCF/D] [TCF]acum [MMCF/D] [TCF]acum [MMCF/D] [TCF]acum [MMCF/D] [TCF]acum [MMCF/D] [TCF]acum
31-dic-10 943.8 0.345 943.8 0.345 943.8 0.345 943.6 0.344 943.6 0.34431-dic-11 1,190.4 0.779 1,190.4 0.779 1,190.4 0.779 1,190.4 0.779 1,190.4 0.77931-dic-12 1,336.4 1.267 1,336.4 1.267 1,336.4 1.267 1,349.3 1.271 1,355.6 1.27431-dic-13 1,503.6 1.816 1,512.3 1.819 1,512.3 1.819 1,512.3 1.823 1,512.3 1.82631-dic-14 1,505.5 2.365 1,512.3 2.371 1,512.3 2.371 1,512.3 2.375 1,512.3 2.37831-dic-15 1,478.4 2.905 1,503.0 2.919 1,511.5 2.923 1,512.3 2.927 1,512.3 2.93031-dic-16 1,187.4 3.338 1,488.5 3.463 1,514.0 3.475 1,516.4 3.481 1,516.4 3.48331-dic-17 856.4 3.651 1,480.5 4.003 1,510.1 4.026 1,512.3 4.033 1,512.3 4.03531-dic-18 638.6 3.884 1,477.0 4.542 1,510.1 4.578 1,511.2 4.585 1,511.8 4.58731-dic-19 476.4 4.058 1,476.2 5.081 1,510.7 5.129 1,510.4 5.136 1,510.7 5.13831-dic-20 436.2 4.217 1,388.2 5.588 1,526.0 5.686 1,514.8 5.689 1,514.8 5.69131-dic-21 314.0 4.332 1,215.9 6.032 1,514.0 6.239 1,511.0 6.240 1,511.0 6.24331-dic-22 247.4 4.422 1,067.1 6.421 1,510.7 6.790 1,511.0 6.792 1,511.0 6.79431-dic-23 198.9 4.494 940.0 6.764 1,510.4 7.341 1,511.2 7.343 1,511.2 7.34631-dic-24 164.7 4.555 831.0 7.067 1,517.8 7.895 1,515.6 7.897 1,515.6 7.89931-dic-25 144.1 4.607 737.8 7.337 1,495.6 8.441 1,511.5 8.448 1,511.5 8.45131-dic-26 125.2 4.653 657.0 7.577 1,255.1 8.899 1,511.8 9.000 1,511.5 9.00331-dic-27 106.6 4.692 586.8 7.791 1,038.6 9.278 1,511.8 9.552 1,511.8 9.55431-dic-28 96.4 4.727 526.0 7.983 867.4 9.595 1,515.9 10.105 1,515.9 10.10831-dic-29 85.5 4.758 472.9 8.155 731.0 9.862 1,512.1 10.657 1,512.1 10.66031-dic-30 75.9 4.786 426.0 8.311 621.4 10.089 1,512.1 11.209 1,512.1 11.21131-dic-31 67.7 4.811 385.2 8.451 531.5 10.283 1,426.8 11.730 1,512.1 11.76331-dic-32 60.3 4.833 348.8 8.579 458.1 10.450 1,257.3 12.189 1,516.2 12.31731-dic-33 54.0 4.852 316.7 8.694 397.3 10.595 1,100.3 12.590 1,512.1 12.86931-dic-34 48.5 4.870 288.5 8.800 346.6 10.721 969.6 12.944 1,512.1 13.42131-dic-35 43.6 4.886 263.0 8.896 303.6 10.832 859.7 13.258 1,497.3 13.96731-dic-36 39.7 4.900 240.3 8.983 267.4 10.930 766.8 13.538 1,335.6 14.45531-dic-37 35.6 4.913 220.0 9.064 236.4 11.016 687.1 13.789 1,163.3 14.87931-dic-38 32.6 4.925 201.6 9.137 210.1 11.093 619.2 14.015 1,029.9 15.25531-dic-39 29.6 4.936 185.5 9.205 187.4 11.161 560.3 14.219 921.1 15.59131-dic-40 6.8 4.939 44.1 9.221 43.8 11.177 508.8 14.405 831.5 15.895
Periodo que termina
NSAI’s Report
Production curves, from NSAI’s Report
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Prod
uccion
[MMPC
/D]
Curvas de Producción Lotes 88 + 56 según escenarios de Reservas 1P, 2P y 3P
Probadas Desarrollada en Producción [MMCF/D]
Total Probadas Desarrolladas [MMCF/D]
Total Probadas (1P) [MMCF/D]
Probadas + Probables (2P) [MMCF/D]
Probadas + Probables + Posibles (3P) [MMCF/D]
Added Production Curves of Blocks 88 and 56, according to Reserves’ scenarios 1P, 2P & 3P
Prod
uctio
n [M
Msc
fd/D
]
67CONCLUSIONES: LOTE 88 – LOTE 56
1. Comparando la Oferta y Demanda se concluye que así tengamos infraestructura disponible (Planta Malvinas y TgP) no podría ser satisfecha la demanda. • Oferta (GCA): 10,173 TCF• Demanda (Renovación de Contratos y considerando sólo Usuarios
Existentes(1), es decir que Camisea no firme nuevos Contratos con Nuevos Usuarios y evaluando solo hasta el año 2028): 10,677 TCF (Mercado Interno 6.477 TCF y Exportación 4.2 TCF)
2. De los 4.2 TCF de Exportación (2.5 TCF Lote 88 + 1.7 TCF Lote 56), según el art. 2.3 del Contrato entre Camisea y Perú LNG, esta última empresa puede ejercer el derecho de solicitar hasta 2.5 TCF del Lote 88.
3. Se sugiere liberar 100% de GN del Lote 88 del Contrato de Exportación, debido a que éste será insuficiente para satisfacer la demanda actual, a pesar que sólo se han considerando los Usuarios Existentes.
4. En el año 2012 y 2013, se presentaría carencia de transporte de GN.(1) Usuarios Existentes: Son aquellos que actualmente cuentan con un Contrato de Venta de Gas Natural por parte de las empresas Contratistas del Lote 88 y 56
Importar (petróleo) crudo a US$ 100/barril(equivale a 19.28/MMBTU)Subsidiar el consumo con S/. 100 millones por semana (= S/. 5,200 millones/año) US$ 30/barrilVender la gasolina a US$ 220/barril al consumidor finalExportar el gas natural, sustituto potencial del petróleo, a US$ 0.159/MMBTU (equivale a US$ 0.925/barril de petróleo) en boca de pozoOfrecer nuestro potencial hidroeléctrico sin plan, análisis ni consulta previa.
Consecuenciasnº de años 18.0Tasa de retorno 12%Inversión 3,800.0 MMUS$Anualidad 524.2 MMUS$/añoCantidad de GN a exportar como GNL 4.E+12 CFPCA 1,078 BTU/PCCantidad de energía de GN a exportar como GNL 4.5E+15 BTU
4,527,600,000 MMBTUExportación anual 251,533,333 MMBTU/añoCosto unitario 2.084 US$/MMBTU
Perjuicio para el Perú
Consumo de energía eléctrica, SEIN, año 2010 32,324.4 GWh/añoPrecio de generación, con GN 40.0 US$/MWhPago anual, consumidores, con GN 1,293.0 MMUS$añoPrecio de generación, con hidroenergía 60.0 US$/MWhDiferencia de costo anual 20.0 US$/MWhMayor pago anual de consumidores 646.5 MMUS$añoRendimiento Ciclo Combinado 50.0%C.e.c CC 6,826.0 BTU/kWhRendimiento Ciclo Combinado 6.3 PC/kWh
0.158 kWh/PCEnergía eléctrica producible 157,925,578,670 kWh/TPCEnergía eléctrica producible 157,925.6 GWh/TPC
0.205 TPC/añoCantidad a exportar 4.2 TPCAños producibles 20.520 añosMayor pago de consumidores en período 13,266 MMUS$Precio GN para mercado eléctrico interno 2.50 US$/MMBTURegalía+IR pagados, mercado eléctrico interno 56%Regalía+IR pagados, mercado eléctrico interno 1.400 US$/MMBTUHenry Hub 4.000 US$/MMBTUPrecio GN para mercado externo 0.159 US$/MMBTURegalía+IR pagados, mercado exportación 0.159 US$/MMBTUDiferencia contribución al fisco 1.241 US$/MMBTUDiferencia monto pagado al fisco 5,619 MMUS$Consumo CC 1000 MW, 95%fc, 20 años 1.05 TPCInversión CC 1,000.0 US$/kWInversión CC 1000 MW 1,000.0 MMUS$
948.8 MMUS$/TPCMayor Costo Total 18,884.5 MMUS$
Mayor costo eléctrico, para consumidores;Menores ingresos al fisco, por regalía e Impuesto a la Renta (IR)Menor renta para los consumidores, por mayores costos eléctricos y menor IR para el fisco
CIFRAS:
Mayor Factura eléctrica: 13.2 MMM$, 50% residencial y 50% empresas
Menor Ingreso Fiscal,
→ directo: 5.6 MMM$; 50% de eso es el canon;
→ Indirecto: 3 MMM$
Propuesta: el retorno a la Propuesta: el retorno a la racionalidadracionalidad
DS‐039‐2010‐EM
Mediante el DS‐039‐2010‐EM, se autoriza a Perúpetro a renegociar las regalías de exportación del gas del Contrato de Licencia del Lote 56; para que estas regalías tengan un tope mínimo, similares a las del mercado interno.
Planteamientos:
Se propone ampliar este DS para que la regalía no sea menor al máximo entre: (i.) la regalía el Gas Natural que paga el Mercado Interno; o (ii.) la regalía calculada considerando como Valor de Referencia, al Precio más alto de los Marcadores Internacionales (Henry Hub, JKM, NBP, Belgian Zeebrugge, Montoir Fracia, Algonquin y Socal).
DS‐053‐2010‐EM
Mediante el DS‐053‐2010‐EM, se faculta a Perúpetro a renegociar el Contrato de Licencia del Lote 88 y destinarlo de manera exclusiva al consumo interno.
Visión sectorial:La política sectorial queda definida por las leyes y marco normativo sectoriales. El marco legal peruano interpreta al sector energía casi como restringido a electricidad e hidrocarburos.
La energía es estratégica para el desarrollo. Lo ideal para una nación es contar con energíabarata, limpia, abundante y segura. La energía abunda en la naturaleza: las necesidades de energía de la humanidad se pueden cubrir con la diezmilésima parte de la energía solar que cae sobre La Tierra. Lo escaso es la energía barata. Contar con energía barata tiene valor estratégico para una nación, porque potencia su capacidad de desarrollo. El consumo de los recursos naturales se inicia por los más baratos y conforme estos se agotan se acude a los siguientes más baratos.
A partir de la revolución industrial, iniciada en el año 1860 con la puesta en valor de los combustibles fósiles, en
la secuencia de primero el carbón mineral, luego el petróleo y ahora el gas natural, el
desarrollo mundial se ha sustentado en los combustibles fósiles, como
fuente de energía abundante y barata. Por agotamiento de las reservas y por la contribución negativa al cambio climático debida a los gases de efecto invernadero que emiten al ser utilizados, la era de los combustibles fósiles va llegando a su fin. La primera mitad del siglo XXI es una etapa de transición hacia nuevas fuentes no totalmente definidas, donde
participan las energías renovables y las nucleares de fisión y fusión; la
nueva tecnología necesaria, todavía no está suficientemente desarrollada. A esta etapa de transición de le llama Nueva Matriz Energética Sostenible. Cada país busca el trayecto que le sea más conveniente.
Visión sectorial:
La mejor aproximación al ideal de energía barata, limpia, abundante y segura para una nación se logra conociendo adecuadamente sus necesidades, sus recursos naturales y las opciones tecnológicas, acompañadas de una visión de largo plazo, que facilite establecer metas de corto, mediano y largo plazo, así como con
opciones y capacidades para anticipar situaciones.
El proceso que va desde la concepción hasta la ejecución de los proyectos de suministro energético se caracteriza por requerir largos plazos (del orden de una
década) y de ser intensivo en el uso de capital. Las soluciones de emergencia resultan muy costosas, pero es válido el adagio que la energía más cara es la que no se tiene cuando se necesita.
Lineamientos de política sectorial:La política energética se dirige a la construcción, operación y administración de la infraestructura energética que conviene a la nación, mediante el
estímulo y orientación a la inversión privada, para que
ésta lo realice oportuna y eficientemente, en
beneficio del consumidor.
La carencia de política energética se pone de manifiesto en que los intereses particulares priman sobre los intereses nacionales, perjudicándolos.
Lineamientos de política sectorial:
Corresponde al Estado (i) inventariar los recursos energéticos naturales con que cuenta la nación, con un conocimiento suficientemente preciso de ellos; (ii) planificar el desarrollo energético nacional para el corto, mediano y largo plazo, que obedezca al interés nacional y que determine la secuencia de obras de infraestructura a construir y los mecanismos de promoción, estímulo, regulación y supervisión que garanticen su buena ejecución y operación; y (iii) materializar la ejecución y operación de la infraestructura a través de la inversión privada. Éste es el rol estratégico, que le corresponde al Estado y,
mediante él, abre oportunidades de inversión y de creación de trabajo productivo.
Lineamientos de política sectorial:Corresponde a la inversión privada, vía concesiones y autorizaciones, por iniciativa propia o en respuesta a estímulos promotores (caso de electrificación rural o las energías renovables no convencionales) la tarea de ejecución de la infraestructura necesaria y la explotación de la misma. Los organismos reguladores deberán gozar de autonomía administrativa y económica, independencia del poder político y contar con cuadros
calificados y adecuadamente remunerados.
Los recursos energéticos son agotables. La eficiencia energética consiste en obtener los mismos fines que se persigue, con menor desgaste de recursos. La eficiencia energética debe ser considerada como equivalente a la fuente de energía prioritaria. La eficiencia energética se apoya en tecnología y cultura; ésta última está vinculada a
orientar los hábitos de consumo. El estímulo para la eficiencia energética debe ser que los
excesos sean caros.
Lineamientos de política sectorial:Se puede y en lo posible se debe procurar exportar excedentes de energía renovable (como la
hidroenergía), en forma de energía eléctrica. El petróleo y sus derivados también son exportables, mientras se cuente con excedentes productivos. Pero, a menos que los recursos no renovables de energía barata (como el gas natural) permitan cubrir la demanda interna por muy largo plazo –plazo que es económicamente determinable– es inconveniente exportar la energía barata no
renovable como materia prima; esta energía se debe exportar como productos petroquímicos o como
parte del valor agregado de productos, elaborados con energía limpia, es decir con bajo contenido de carbono.
El país, dogmáticamente, ha debilitado su estructura estatal sectorial. Tiene escaso conocimiento de sus propios recursos naturales y casi ha renunciado a conocerlos, dejando esta tarea a terceros interesados, como ha sucedido con las hidroeléctricas de la Amazonía. En territorio
peruano operan empresas con participación de capital estatal de otros países, entre los que se cuenta empresas eléctricas y de hidrocarburos de países vecinos.
Se necesita reforzar la capacidad del Estado para el desempeño de su función estratégica en el sector
energía, tal como se la definió anteriormente. Esta función la desempeñaráa través del Ministerio de Energía y Minas y las empresas Electroperú, Petroperú y Perúpetro. La capacidad de generación de Electroperú no podrá
exceder de un determinado porcentaje de participación en el mercado eléctrico. Petroperú podrá participar en actividades de exploración petrolera, en asociación con otras empresas, pero sin aportar capital de riesgo. La labor de inventariado de los recursos naturales y tareas de investigación se asignarán a Universidades e institutos especializados, como labor permanente.
Lineamientos de política sectorial:Se promoverá la participación de las energías renovables no convencionales. Su participación
en la producción de energía eléctrica en el SEIN deberá llegar a una capacidad equivalente al 10% de la máxima demanda del SEIN.
Se impulsará el desarrollo de la electrificación rural, en base a recursos renovables. Se aspira a llegar en el quinquenio
a una cobertura del 80% de la demanda rural.
Conjunta y paralelamente al desarrollo y puesta en valor de los recursos energéticos, se potenciará el desarrollo nacional de
capacidades para actividades de investigación y desarrollo y de servicios de consultoría, ingeniería y construcción, en los cuales reside gran parte del potencial de desarrollo propio de una nación y de su capacidad de competencia en el mercado internacional. Se establecerá tareas de largo plazo, que permitan el desarrollo empresarial de las capacidades indicadas.
Se potenciará el desarrollo de personal altamente calificado, dando oportunidad a cuadros jóvenes, mediante selección por mérito, remuneraciones y condiciones competitivas con el sector privado, oportunidades de altos grados académicos y de desarrollo profesional. Se
estimulará el incremento de la calidad académica en universidades
Tareas específicas respecto al suministro eléctrico:
Durante la última década el mercado ha dirigido el crecimiento del sub‐sector eléctrico; el Estado ha actuado reactivamente, en base a paliativos; se han tomado medidas que en algunos casos han resultado hasta opuestas a los principios fundacionales del marco legal.
La infraestructura pudo apoyar con su crecimiento a la mayor demanda eléctrica aparejada al crecimiento económico del país, pero lo hizo desorientadamente; así, la nueva generación eléctrica se concentró en Lima y en el gas natural, habiéndose producido situaciones temporales de racionamiento eléctrico, porque (i) la capacidad de transmisión eléctrica devino en insuficiente y ha sido necesario ampliar su capacidad de transporte, lo que todavía no se ha culminado; y (ii) se ha instalado capacidad de generación con gas, que no cuenta con suministro asegurado de gas. Como paliativo se ha iniciado la construcción de plantas a petróleo, en el norte y sur del país y se ha concursado la construcción de centrales hidroeléctricas. Por otro lado, se ha iniciado un plan de desarrollo de las hidroeléctricas de la Amazonía, sin análisis previo, lo que ha acarreado compromisos que será necesario analizar y rechazo social en la zona de implementación, por temor a consecuencias ambientales negativas.
Tareas específicas respecto al suministro eléctrico:
Se necesita asegurar la continuidad del suministro eléctrico en el corto plazo y ordenar el desarrollo para el mediano y largo plazo, en particular en la ampliación de la infraestructura mediante la inversión privada, considerando que la infraestructura eléctrica podrá necesitar duplicar su capacidad instalada en períodos tan cortos como 7 años. Se maximizará el aprovechamiento de los recursos con que cuenta el país, teniendo en cuenta las limitaciones que devendrán del cambio climático y la necesidad de asegurar el suministro eléctrico ante cualquier circunstancia, así como la mayor participación de las energías renovables y el desarrollo de un suministro económico e idealmente libre de carbono, que beneficie la exportación de nuestros productos en un futuro donde es previsible que el mercado mundial penalizará el contenido de carbono de los productos.La alta participación de la hidroenergía en la producción de energía eléctrica en el Perú y la volatilidad estacional y multianual de aquella, aconsejan la participación de un complemento proveniente de energía térmica, de alta disponibilidad. Históricamente ese complemento provino primero del petróleo y actualmente proviene del
gas natural. Para un futuro de largo plazo, el país cuenta con recursos hidroeléctricos para su crecimiento, pero no cuenta energía térmica barata asegurada. Sumando a esas
características el efecto del cambio climático, en el futuro mediano y largo, en épocas de escasez de agua, puede requerirse desalinizar y bombear agua de mar, lo que resalta la necesidad económica de contar con energía térmica barata. Esta perspectiva hace aconsejable el desarrollo de la energía geotérmica y previsible una potencial necesidad de energía nuclear. Implementar una
solución nuclear requiere una anticipación de 15 años. Es aconsejable, como parte de esa opción, contar anticipadamente con un equipo técnico calificado y con estudios previos, que acorten los plazos, en caso de necesidad.
Respecto a los combustibles:Debido a su alto costo y a la volatilidad de sus precios, la dependencia del petróleo para el sector transporte es una debilidad de la economía peruana. El sector eléctrico tiene poca dependencia del petróleo y el sector industrial tiene como alternativa al gas natural.Para evitar que la volatilidad de los precios del petróleo se traduzca en inflación, a partir del año 2004 se
creó el Fondo de Estabilización de los Precios de los Combustibles. El veloz incremento de los precios internacionales, condujo a fijar un tope a la velocidad de crecimiento de los precios internos, lo que ha convertido al Fondo en un mecanismo de subsidio de precios,
cuya magnitud en mayo de 2011 es de cien millones de Nuevos Soles por semana. El subsidio es una medida coyuntural para un problema que necesita una solución estructural. Sostener la medida coyuntural por largo plazo y en un escenario de precios altos de los combustibles tiene un costo altísimo y repercute sobre otros programas que necesitan recursos del fisco. Contribuyen a la magnitud del problema: (i) la condición de país importador neto de petróleo, que conduce a precios de sus derivados resultantes de una paridad de
importación, excepto para el GLP; (ii) la situación de que sus refinerías ya no son adecuadas para procesar el petróleo crudo que actualmente se produce en el país, lo que les impide producir mayor
proporción de destilados ligeros y medios, que son los que requiere el transporte; (iii) la baja eficiencia energética de sus vehículos, ya que se castiga vía mayores ISC y margen de comercialización a las gasolinas de mayor octanaje, que son las que consumen los vehículos modernos; y (iv) a los excesivos márgenes entre el costo de la materia prima (petróleo crudo, líquidos) y los productos (gasolina, diesel, GLP).
Al no ser focalizados, (i) el subsidio al diesel destinado al transporte, se extiende a otros usos; así como (ii) el subsidio en el GLP destinado al sector residencial se extiende al transporte y la industria.
Respecto a los combustibles:
Para mitigar y reducir el problema, se necesita: (i) del lado de la demanda, sustituir la participación del petróleo en el transporte y aumentar la eficiencia; (ii) por el lado de la oferta,
incrementar la producción de petróleo y adecuar la capacidad refinera al tipo de combustibles que se produce; (iii) reducir los márgenes en el proceso de comercialización; y (iv) en la medida de lo practicable, focalizar los subsidios al sector que se quiere salvaguardar.Para reducir los márgenes de comercialización a favor del consumidor, se aplicará medidas que incrementen la eficiencia (ejm: construcción de un poliducto para el GLP entre Lima y Pisco) y que favorezcan la competencia, reduciendo sobretasas que termina pagando el consumidor final.
Los sustitutos para el petróleo en el transporte son: (i) en el corto y mediano plazo, el gas natural vehicular; y (ii) en el mediano y largo plazo, la electricidad producida en base a energías renovables. En el corto y mediano plazo deben sustituirse en la medida de lo razonable la gasolina, el diesel y el GLP utilizados en el transporte, mediante el GNV (Gas Natural Vehicular), para lo cual se requiere extender su uso a los mayores centros de consumo (ciudades) del país. Asimismo, incrementar el aporte de los biocombustibles, en la medida que no afecten negativamente la producción y precios de los alimentos.
Respecto a los combustibles:La masificación del uso del gas natural requiere una mayor cobertura geográfica, mediante la construcción de la
infraestructura de transporte y distribución de mismo, extendiéndola al sur, centro y norte del país, para lo cual se requiere aplicar un esquema de concesiones de transporte y distribución, con los estímulos y seguridades necesarias para la inversión privada, asignarles prioritariamente las reservas de gas natural con que cuenta el país, dentro del marco legal que asigna prioridad al mercado interno. Se explorará la opción de acortar plazos, en base a GNL (Gas Natural Licuado), en la medida
en que se pueda adquirir el producto (planta de Melchorita) para transportarlo como líquido y regasificarlo localmente en pequeñas unidades. El transporte del GNL por medio de camiones es una tecnología que permite llevar gas natural a distancias grandes al interior del país.Los actuales consumidores de gas natural (empresas industriales y GNV) tienen in nivel de ahorro económico de 50% a 60% respecto al combustible sustituto. Este nivel de ahorro se incrementará más, hasta un 70%, a medida que el precio del barril de petróleo se incremente a nivel internacional. Pero, solamente un reducido grupo de consumidores industriales, comerciales y transporte ubicado en Lima, se beneficia del gran ahorro económico que brinda el gas natural, cuyo desarrollo fue posible merced al pago por Garantía de Red Principal (GRP) que hicieron los consumidores eléctricos de todo el país.
Intensificando la participación de hidroenergía, se liberará parte del gas natural consumido por
la generación eléctrica, para destinarlo a sustitución de los derivados del petróleo en el transporte y en el sector residencial. Se perseguirá, en la medida de lo posible, precios del gas natural desligados del precio del petróleo para los sectores residencial y trasporte.
El transporte eléctrico debe ser la meta de largo plazo para el transporte público urbano.
Por otro lado, existen nuevas reservas de petróleos pesados y ligeros, con sinergias de conjunto, que se puede poner prontamente en valor y procesar, para incrementar la oferta interna de derivados del petróleo. En un escenario de precios crecientes del petróleo, una pronta puesta en valor de estos recursos, mediante los estímulos necesarios, es de interés del país. La perspectiva de mayor producción se complementa con la modernización y ampliación de la refinería de Talara, sin dejar de evaluar una capacidad adicional para el procesamiento de otros crudos. En
función a los avances, costos, economía, complejidades, plazos y capacidades financieras, se podría evaluar la alternativa de concesión de una nueva refinería.
85EL CICLO DEL CAMBIO
86DIAGNÓSTICO DEL SECTOR ENERGÍA ‐RESUMEN
.
• El mercado no provee la seguridad del suministro ni garantiza ladiversidad de fuentes
Se recurre a la Empresa EstatalSe recurre a la agencia de Promoción para forzar la instalación de reserva, de hidráulicas y otras renovables
• La incertidumbre sobre el GN hace que se retrasen gasoductos y la conversión al GN
Se sigue consumiendo derivados del Petróleo• No hay planificación energética ni control de las señales de riesgo
del sistema
87OBJETIVOS DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA
.
• Seguridad del SuministroDiversidad de FuentesReducción de la Dependencia ExternaHolgura en la Producción y en las RedesDesconcentración de la Producción
• Conservación de los Recursos EnergéticosEficiencia EnergéticaEnergías Renovables
• Buscar el precio justo y estableCompetencia y TransparenciaSostenibilidad económica a largo plazo
• Amigable con el AmbienteReducción de emisionesMínimo cambio del entorno
• Aceptación socialMejora en la calidad de vida de los pobresRespeto a las comunidades locales
88METAS ESPECÍFICAS 2016
.
• Sub Sector EléctricoMantener un margen de Reserva Mínimo Local de 20%:• Desconcentrar la Generación Eléctrica
Mantener una participación Mínima de la Generación Hídrica del 60% (por debajo de esté límite se actúa)Participación de Electroperú en el Desarrollo de los Proyectos Hídricos, Geotermia y NuclearIncrementar el Coeficiente de Electrificación Rural de 56% en 2011 (marzo) hasta 85,7% en el 2016 con un costo estimado de US$ 1100 millones
89METAS ESPECÍFICAS 2016
.
• Sub Sector Hidrocarburos Líquidos:A Corto Plazo, incrementar la presencia de Petroperú en la venta del GLPReducir el Precio del GLP• Establecer una Paridad de Exportación• Reducir los costos de transporte• Reducir los márgenes de distribución
Mejorar la seguridad de los BalonesReducir el uso del GLP en los vehículosModernizar las Refinerías para reducir los niveles del Azufre en el Diésel que se vende en provincias
90METAS ESPECÍFICAS 2016
.
• Sub Sector Gas NaturalDestinar el GN del Lote 88 para el uso prioritario del paísDesarrollar gasoductos regionales de acuerdo a la disponibilidadde reservas probadasIncrementar el número de usuarios en Lima e Ica:• Alcanzar el número de 400 mil en 2016
Aumentar los gastos de promociónFavorecer el acceso de los más pobres
Inicialmente, impulsar el GN en provincias mediante transporte en tanques:• Desarrollar un corredor de GNV en la costa del Perú• Desarrollar proyectos piloto de alto impacto social: zonas alto
andinas con frío extremo
91METAS ESPECÍFICAS 2016
.
• Sub Sector Energía NuclearPotenciar el IPEN para:• Trabajar conjuntamente con ELP en el proyecto de una central
nucleoeléctrica para el Perú. Creación del equipo humano para inicio de obra a mediados de la década del 2020.
• Trabajar una mayor participación social en los campos de medicina y alimentos
92ACCIONES CONCRETAS
.
• Implementar la Planificación Energética para evitar las Crisis y orientar las Políticas:
Reestructuración de la Dirección General de Eficiencia Energética para convertirla en Dirección de Planificación Energética• Elaboración de Balances de Energía que sirva para medir los
resultados de las políticas-Encargar a OSINERGMIN la elaboración de Estudios de Planificación Energética que recomiende acciones de corto plazo para evitar las crisis recurrentes y enfrentar el futuro con mayor seguridad.
93ACCIONES CONCRETAS
.
• Planificación EnergéticaCreación de una Agencia Nacional de Energía, para:• Proponer Políticas y Planes Energéticos al MINEM• Evaluar el riesgo del Sistema Energético y advertir sobre periodos
críticos para tomar la mejor decisión
94ACCIONES CONCRETAS
.
• Revitalización de PETROPERÚ:Incrementar la participación de PETROPERÚ en la venta de GLPFomentar la participación de PETROPERÚ en las nuevas empresas de distribución de GNModernización de Refinería de Talara a fin de reducir el contenido de Azufre en el Diésel
95ACCIONES CONCRETAS
.
• Revitalización de ElectroperúFomentar la participación de Electroperú en las nuevas centrales hidroeléctricas y geotérmicas
96ACCIONES CONCRETAS
.
• Revitalización de PERÚPETROAjuste de los Contratos a las nuevas políticas del Estado:• Obligación de atender de forma prioritaria el mercado
nacional• Definición de precios de acuerdo a una paridad de
exportación
97ACCIONES CONCRETAS
.
• Revitalización de OSINERGMINProporcionar mayor flexibilidadAjustar las funciones operativasParticipar en la masificación del Gas Natural
98
PROYECTOS FUTUROS: ELECTRICIDAD & HIDROCARBUROS
PROYECTOS FUTUROS: ELECTRICIDAD & HIDROCARBUROS
99CENTRALES TÉRMICAS E HIDROELÉCTRICAS
Nº PROYECTO EMPRESA RegiónENTRADA EN OPERACIÓN INVERSIÓN (MM US$ ) Potencia MW
1 CH CENTAURO I Y IIICORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. ‐ CORMIPESA Ancash
2011(1era. Etapa)
2013(2da. Etapa) 3 25
2 CH LA VIRGEN PERUANA DE ENERGÍA Junin 2011 (*) 93 643 CH MACHUPICCHU II EGEMSA Cuzco 2012 170 101.8
4 CH HUANZAEMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. ‐ EMGHUANZA Lima 2013 56.2 90
5 CH MARAÑON HIDROELÉCTRICA MARAÑON Huánuco 2013 (*) 78 966 CH QUITARACSA I ENERSUR S.A. Ancash 2014 108 112
7 CH SAN GABÁN IEMPRESA DE GENERACIÓN
MACUSANI S.A. Puno 2014 145.69 150
8 CH SANTA RITA ELECTRICIDAD ANDINA S.A. Ancash 2014 633.74 2559 CH SANTA TERESA LUZ DEL SUR Cuzco 2014 144 112
10 CH CHEVES
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A.EGECHEVES Lima 2015 392.5 168
11 CH PUCARÁ
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO
‐ EGECUSCO Cuzco 2015 149.8 150
12 CH CERRO EL AGUILA KALLPA GENERACION S.A. Huancavelica 2016 513.6 402
13 CH CHAGLLA GENERACIÓN HUALLAGA S.A. Huánuco 2016 607.75 40614 CH CARHUAC ANDEAN POWER S.A. Lima 2011 29 20
15CT KALLPA (4ta. unidad) TV
CC KALLPA GENERACIÓN S.A. Lima 2012 402.28 292
16CT SANTO DOMINGO DE LOS
OLLEROS TERMOCHILCA S.A.C. Lima 2012 117.55 19617 CT CHILCA 1 TV CC ENERSUR S.A. Lima 2013 395 303
18 CT CHILCA FENIX POWER PERÚ S.A. Lima 2013 655.59 596
19 CT Las Flores TG2, GN‐CS EGENOR Lima 2013 76.8 192
20 CT TALARA (RESERVA FRIA) EEPSA Piura 2013 110 20021 CT ILO (RESERVA FRIA) ENERSUR S.A. Moquegua 2013 220 400
22 CT ETEN (RESERVA FRIA) Por Definir Lambayeque 2013 110 200
23 CT Quillabamba, GN‐CC Por Definir Cuzco 2014 200 200
24 CT Nueva Esperanza GNEMPRESA ELECTRICA NUEVA
ESPERANZA Tumbes 2014 54 20025 CT El Faro, GN‐CC SHOUGANG Ica 2015 260 260
TOTAL 5726 5191
(*) Con solicitud de modificación de contrato de concesión, debido a prórroga de puesta en operación.
100RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES
Nº PROYECTO EMPRESA RegiónENTRADA EN OPERACIÓN
INVERSIÓN (MM US$ )
Potencia MW
1 RER CH ANGEL I GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. Puno 2012 34.5 20.02 RER CH ANGEL II GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. Puno 2012 30.5 20.03 RER CH ANGEL III GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. Puno 2012 31.5 20.04 RER CH PURMACANA ELÉCTRICA SANTA ROSA S.A. Ancash 2011 3.6 2.05 RER CTB HUAYCOLORO PETRAMAS S.A.C. Lima 2011 9.2 4.46 RER CH RONCADOR 1 MAJA ENERGÍA S.A. Ancash 2011 0.6 3.8
7 RER CH SHIMA
CONSORCIO ENERGORET INGENIEROS CONSULTORES E.I.R.L. / MANUFACTURAS
INDUSTRIALES MENDOZA S.A. San Martín 2012 9.1 5.0
8 RER CE MARCONACONSORCIO COBRA S.A. / PERÚ ENERGÍA
RENOVABLE S.A. Ica 2012 96.0 32.09 RER CE TALARA ENERGÍA EÓLICA S.A. Piura 2012 90.0 30.010 RER CE CUPISNIQUE ENERGÍA EÓLICA S.A. La Libertad 2012 220.0 80.0
11 RER CS PANAMERICANA SOLAR 20T
CONSORCIO PANAMERICANA SOLAR 20TS (GRUPO T‐SOLAR GLOBAL S.A. /
SOLARPACK CORPORATION TECNOILOGIA S.L.) Moquegua 2012 92.2 20.0
12 RER CS MAJES SOLAR 20T GRUPO T‐SOLAR GLOBAL S.A. Arequipa 2012 75.3 20.013 RER CH VIROC (EX CH RAURA II) COMPAÑÍA MINERA RAURA S.A. Lima 2012 21.1 12.214 RER CS REPARTICIÓN SOLAR 20T GRUPO T‐SOLAR GLOBAL S.A. 2012 75.0 20.0
15 RER CS TACNA SOLAR 20TS
CONSORCIO TACNA SOLAR 20TS (GRUPO T‐SOLAR GLOBAL S.A. / SOLARPACK CORPORATION TECNOILOGIA S.L.) Tacna 2012 91.0 20.0
16 RER CH HUASAHUASI II HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ S.A.C. Junin 2012 14.5 8.017 RER CH HUASAHUASI I HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ S.A.C. Junin 2012 17.4 8.018 CH PIÁS 1 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. La Libertad 2012 18.4 12.619 CH CARPAPATA III CEMENTO ANDINO S.A. Junin 2012 18.2 12.820 CH LAS PIZARRAS EMPRESA ELÉCTRICA RÍO DOBLE S.A. Cajamarca 2011 21,0 18.821 CH NUEVO IMPERIAL HIDROCAÑETE S.A. Lima 2012 4.0 6.322 CH CHANCAY SINDICATO ENERGÉTICO Lima 2012 19.2 34.823 CH YANAPAMPA ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. Ancash 2012 3.9 4.1
24 CH MANTAPERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS
RENOVABLES S.A.C. Ancash 2013 18.4 18.4
TOTAL 994 433
101PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
(1) No incluye el IGV.(2) Fecha estimada de la
Puesta en Operación Comercial.
(3) Considera los proyectos incluidos en las Claúsulas Quinta a la undecima por ampliaciones.
(4) CCTE ha iniciado un "Arbitraje de Derecho" ante el CIADE. La fecha de operación comercial es la fecha contractual.
SD: Sin Datos
Proyectos de TransmisiónPuesta en Operación Comercial
Monto de Inversión Adjudicado
(Millones US$) (1)
Presupuesto Base del Concurso
(Millones US$) (1)
Longitud km
LT 220 kV Chilca ‐ La Planicie ‐ Zapallal (DT) mayo 201152.2 88.6
94LT 500 kV Chilca ‐ Zapallal y SS.EE. Asociadas mayo 2011 94
LT 220 kV Paragsha ‐ Carhuamayo (DT) y SS.EE. Asociadas noviembre 2010
106.1 279.4
43.5
LT 220 kV Conococha ‐ Paragsha y SS.EE. Asociadas enero 2011 145LT 220 kV Conococha ‐ Huallanca (DT) y SS.EE. Asociadas mayo 2011 178LT 220 kV Huallanca ‐ Cajamarca Norte (DT) y SS.EE.
Asociadasmayo 2011 224.2
S.E. Cajamarca ‐ SVC +120/‐60 MVAR enero 2011 ‐LT 220 kV Independencia ‐ Ica julio 2011 9.1 9.1 55
LT 220 kV Machupicchu ‐ Cotaruse (DT) y SS.EE. Asociadas (4)
agosto 2012169.5 294.7
204
LT 500 kV Mantaro ‐ Caravelí ‐Montalvo y SS.EE. Asociadas (4)
agosto 2012 761
LT 500 kV Zapallal ‐ Chimbote ‐ Trujillo y SS.EE. Asociadas agosto 2012 167.5 210.1 530LT 220 kV Tintaya ‐ Socabaya (DT) y SS.EE. Asociadas marzo 2013 43.6 80.0 207LT 220 kV Piura Oeste ‐ Talara (ST) y SS.EE. Asociadas agosto 2012 14.6 16.0 102LT 220 kV Pomacocha ‐ Carhuamayo y SS.EE. Asociadas agosto 2012 16.4 17.6 110LT 500 kV Chilca‐Marcona‐Montalvo y SS.EE. Asociadas julio 2013 291.0 399.0 872LT 220 kV Machupicchu‐Abancay‐Cotaruse y SS.EE.
Asociadasenero 2013 62.5 90.8 204
LT 500 kV Trujillo ‐ Chiclayo (La niña) y SS.EE. Asociadas diciembre 2013 (2) 101.4 130.5 304LT 220 kV Cajamarca Norte ‐ Caclic y SS.EE. Asociadas febrero 2014 (2)
SD SD161
LT 220 kV Caclic ‐Moyobamba y SS.EE. Asociadas febrero 2013 (2) 142LT 220 kV Cajamarca ‐ Carhuaquero diciembre 2013 (2) SD SD 100
LT 220 kV Onocora ‐ Tintaya junio 2014 (2) SD SD 79LT 220 kV Moyobamba ‐ Iquitos diciembre 2016 (2) SD SD 507LT 220 kV Machupicchu ‐ Iquitos junio 2014 (2) SD SD 200
Repotenciación de la LT 220 kV Mantaro ‐ Cotaruse ‐Socabaya
julio 2011 93.0
Ampliación al Contrato de Concesión Suscrita entre el Estado Peruano Y REP (3)
2011 ‐ 2012 109.4
Total 1,236.4
102LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y CENTRALES TÉRMICAS: PROINVERSIÓN
.
Cajamarca
Cáclic
Moyobamba
YurimaguasNauta
Iquitos
LIMAMachupicchu
Quencoro
Onocora
Tintaya
R.F. Iquitos
R.F. Pucallpa
R.F. Puerto
Maldonado
Sector / Proyecto Estado Actual
Inversión Estimada
US$ Millones
Fecha de Adjudicación
Prevista
Líneas de Transmisión
Línea de Transmisión Cajamarca – Cáclic –Moyobamba 220 kV
Convocado 100 IV TRIM 2011
L.T. Moyobamba –Yurimaguas – Nauta –
Iquitos (*)
Convocado 200 16.01.2012
L.T. Cajamarca Norte – Carhuaquero 220 kV
y subestaciones asociadas
Convocado 20 24.11.2011
L.T. Machupicchu –Quencoro – Onocora – Tintaya 220 Kv
Convocado 70 09.12.2011
Centrales Térmicas
Reserva Fría de Generación: Plantas Pucallpa y Puerto
Maldonado
Convocado 30 III TRIM 2011
Reserva Fría de Generación – Planta
Iquitos
No convocado
---- IV TRIM 2011
Fuente: PROINVERSIÓN
Carhuaquero
(*) Proyecto declarado de necesidad nacional y de ejecución prioritaria para el año 2011
103PROYECTOS A LICITARSE ‐ HIDROCARBUROSPROINVERSIÓN
.
Sector / Proyecto Estado Actual Inversión Estimada US$ Millones
Fecha de Adjudicación Prevista
Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao (*)
Convocado 90 30.11.2011
Hub Petrolero de Bayóvar (*) No convocado 400 IV TRIM 2011 / 2012
Sistema de abastecimiento de LNG para el mercado nacional (*)
No convocado 200 IV TRIM 2011
Gasoducto a Trujillo (Gas Natural) (*) No convocado 1 500 IV TRIM 2011 / 2012
Nodo Energético del Sur (*) No convocado 1 300 IV TRIM 2011
Sistema de Distribución de Gas Natural para el Norte Medio (*)
No convocado 100 IV TRIM 2011
Sistema de Distribución de Gas Natural para el Sur (*)
No convocado 100 IV TRIM 2011
(*) Proyecto declarado de necesidad nacional y de ejecución prioritaria para el año 2011
Fuente: PROINVERSIÓN
104GASODUCTO DEL SUR
.
• Inversión Aproximada: 3000 MMUS$
• Con EIA aprobado en junio de 2011.
• Descripción: gasoducto de 30 pulgadas de diámetro y un poliducto de 18”, con puntos de derivación hacia las ciudades de Quillabamba, Cusco, Arequipa, Juliaca, Matarani e Ilo (1085 km).
• Puesta en Operación Comercial de los ductos: aprox. en 2014.
Fuente: Odebrecht (imagen), PROINVERSIÓN
Una Visión para el Desarrollo del Gas Natural en el Sur Peruano
P t I t g d G S P
Una Visión para el Desarrollo del Gas Natural en el Sur Peruano
P t I t g d G S P [105]
Ductos en el Perú
>
ICA
HUANCAVELICA
AYACUCHO
APURIMAC
AREQUIPA
MOQUEGUA
MADRE DE DIOS
TACNA
CUSCO
PUNO
OCEANO PACIFICO
CHILE
BOLIVIA
BRASIL
LAGOTITICACA
GASODUCTO KUNTURGASODUCTO KUNTUR
TGP Y PERU LNGTGP Y PERU LNG
CONTUGASCONTUGAS
CAMISEA
PISCO
LIMA• TGP y PerúLNG (en
operación)TGP• Sistema de Gas: Telescópico
con 32” (208 km), 24” (310 km) y 18” (211 km)
• Sistema de Líquidos: Telescópico con 14” (453 km) y 10,45” (104 km)
PerúLNG • Sistema de Gas: 34” (408
km)
PTO DEMARCONA
• CONTUGAS (futuro)• Sistema de Gas: 20” (220
km)
MALVINAS
JULIACA
MATARANI
ILO
QUILLABAMBA
CUSCO
PUNO
• KUNTUR (futuro)• Sistema Gas y Líq.: (1085
km)
106SISTEMA DE ABASTECIMIENTO DE GLP: LIMA & CALLAO
.
Ubicación: Al sur de Lima.Descripción: Sistema de transporte de GLP desde el productor
(Pisco) hasta el límite geográfico de la provincia de Lima. El proyecto contempla:
Un ducto de aprox. 250 km de longitud desde Pisco hasta un terminal ubicado entre las localidades de Lurín y Conchán. Transporte inicial estimado de 1 000 toneladas por día de GLP.
Un terminal de almacenamiento y despacho a ubicarse entre Lurín y Conchán.
Estación de bombeo, válvulas, pig traps y equipos de medición y comunicaciones.
Inversión estimada (sin IVA): US$ 90 Millones.Plazo de la concesión: 20 años más el periodo de construcción
(28 meses).Factor de competencia: Menor Costo del Servicio.Estado actual del proceso: Las Bases y la primera versión del
contrato se encuentran disponibles en la Web de PROINVERSIÓN.Fecha límite de presentación de solicitud de calificación:
21/10/2011.Fecha de adjudicación prevista: 30/11/2011.
Fuente: PROINVERSIÓN
107
INCLUSIÓN SOCIAL: ELECTRIFICACIÓN RURAL
INCLUSIÓN SOCIAL: ELECTRIFICACIÓN RURAL
108EVOLUCIÓN DE LA ELECTRIFICACIÓN RURAL
Desde el inicio del programa de electrificación rural a cargo del MEM, el coeficiente de electrificación ha mantenido un crecimiento sostenido a nivel Nacional y Rural.
109AVANCES EN ELECTRIFICACIÓN: PERIODO 2006 ‐ 2011
NOTA : INCLUYEN OBRAS EJECUTADAS POR DGER Y EMPRESAS DE FONAFE
110PLAN DE INVERSIONES 2012 ‐ 2016
111PROYECCIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN
112UTILIZACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES
• Instalación de 1500 sistemas fotovoltaicos domiciliarios (SFD) con recursos propios.
• Construcción de 64 minicentrales hidroeléctricas.
• Dos proyectos piloto de aerogeneradores.
• Financiamiento GEF: Instalación de 4200 SDF.
• Programa Eurosolar: Instalación de módulos eólico-solares en 130 comunidades.
• 97 estudios de perfil de SERF en evaluación, por S/. 265 millón y 50 mil viviendas.
• Modelo de sostenibilidad (APP).
113USOS PRODUCTIVOS DE LA ELECTRICIDAD
Lograr el uso intensivo de la electricidad en las actividades productivas de las poblaciones rurales electrificadas, mejorando la calidad de vida en las comunidades rurales al generar mejores ingresos económicos.
Resumen de lo avanzado:
Se ha firmado contrato con consultoras para las regiones de Arequipa (SEAL) y Puno (ElectroPuno). En septiembre se suscribirán contratos para las regiones de San Martín (Electro Oriente), Junín (Electrocentro) y Cusco (Electro Sur Este), y posteriormente en las regiones de las empresas de Distriluz y Electro Ucayali.
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MUCHAS GRACIASwww.minem.gob.pe
Muchas gracias
