Estado de Situación del Sector Energía - cmm.org.pe · consecuencia del impacto negativo de la crisis económica internacional, [MINTRA, 2010] (Ver Gráfico 1). Se puede destacar

Estado de Situación del Sector Energía

2

Elaborado por: Jorge Aguinaga, Elsa Carbajal, Freddy Apaza y José Meza

(CENERGIA - Equipo sectorial de PlanCC)

Revisado por: María Elena Gutiérrez, Sofía Gonzáles y Rodrigo Barrios

(Coordinación de Investigación de PlanCC) Enviar aportes a este documento al [email protected]

mailto:[email protected]


3

Tabla de contenido

Estado de Situación del Sector Energía ........................................................................................................ 7

1. Aspectos Económicos .......................................................................................................................... 7

2. Caracterización del Sector ................................................................................................................... 9

2.1. El Desempeño del Sector Energético .......................................................................................... 9

2.1.1. Evolución del Consumo de Energía .................................................................................... 9

2.1.2. Cambio en la Estructura de Consumo Energético ............................................................ 10

2.1.3. Balanza Comercial de Energía .......................................................................................... 11

2.1.4. Intensidad Energética ....................................................................................................... 12

2.1.5. Consumo de Energía Eléctrica .......................................................................................... 13

2.2. Recursos y Oferta de Energía .................................................................................................... 13

2.2.1. Petróleo ............................................................................................................................ 13

2.2.2. Gas Natural ....................................................................................................................... 14

2.2.3. Líquidos de Gas Natural ................................................................................................... 14

2.2.4. Energía Eléctrica ............................................................................................................... 15

2.2.5. Generación y Transmisión de Energía Eléctrica ............................................................... 15

2.2.6. Energías Renovables......................................................................................................... 16

2.2.7. Eficiencia Energética ........................................................................................................ 18

3. Principales Proyectos que Influyen en el Crecimiento del Sector .................................................... 18

3.1. Hidrocarburos ........................................................................................................................... 18

3.1.1. Exploración y Explotación ................................................................................................ 18

3.1.2. Refinación ......................................................................................................................... 19

3.1.3. Gas Natural ....................................................................................................................... 20

3.1.4. Sector Eléctrico y Energías Renovables ........................................................................... 21

3.1.5. Proyectos de Energías Renovables .................................................................................. 22

3.2. Sector Minero ........................................................................................................................... 22

4. Factores que Inciden en el Desarrollo del Sector .............................................................................. 23

4.1. Marco Normativo y Regulatorio ............................................................................................... 23

4.2. Aspectos Ambientales ............................................................................................................... 24

4.3. Factores Tecnológicos ............................................................................................................... 25

4.4. Factores Socio – Ambientales ................................................................................................... 27

4.5. Reflexiones del Equipo Nacional de Prospectiva de PlanCC ..................................................... 27

5. Instituciones Estratégicas .................................................................................................................. 28

6. Vacíos de Información para el Análisis de Prospectiva Energética .................................................... 29

7. Experiencias en el Uso de Modelos para la Prospectiva Energética .................................................. 30

7.1. Modelos Utilizados ................................................................................................................... 30

7.2. Factibilidad de Empleo de Modelos para Estudios de Prospectiva Energética ......................... 31

8. Conclusiones y Recomendaciones ..................................................................................................... 33

9. Referencias bibliográficas consultadas .............................................................................................. 34


4

Acrónimos

APEC Asia Pacific Economic Cooperation

AT Alta Tensión

BCRP Banco Central de Reserva del Perú

BID Banco Interamericano de Desarrollo

BNE Balance Nacional de Energía

BT Baja Tensión

C.E. Central Eólica

CELEPSA Compañía Eléctrica El Platanal S.A.

C.H. Central Hidroeléctrica

C.T. Central Térmica

C.S. Central Solar

COES Comité de Operación Económica del Sistema

DGAAE Oficina General de Asuntos Ambientales Energéticos

DGE Dirección General de Electricidad

DGEE Dirección General de Eficiencia Energética

D.L. Decreto Ley

D.S. Decreto Supremo

EEPSA Empresa Eléctrica de Piura S.A.

EGECUSCO Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cusco S.A.

DGER Dirección General de Electrificación Rural

EIA Estudio de Impacto Ambiental

ELECTROPERU Electricidad del Perú S.A.

ENERSUR Energía del Sur S.A.

GEI Gases de Efecto Invernadero

GLP Gas Licuado del Petróleo

INEI Instituto Nacional de Estadística e Informática

INDECOPI Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual

JICA Agencia de Cooperación Japonesa

LCD Pantalla de Cristal Líquido

LCE Ley de Concesiones Eléctricas

LEAP Long-range Energy Alternatives Planning System

LED Diodo Emisor de Luz

LFC Lámparas Fluorescentes Compactas

LGN Líquidos de Gas Natural

LORG Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos

L.T. Línea de Transmisión

MAT Muy Alta Tensión

MEM Ministerio de Energía y Minas

MINTRA Ministerio del Trabajo y Promoción del Empleo

NUMES Nueva Matriz Energética Sostenible

OIBEP Oferta Interna Bruta de Energía Primaria

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

http://www.celepsa.com/

http://www.google.com.pe/url?sa=t&source=web&cd=5&ved=0CEYQFjAE&url=http%3A%2F%2Fwww.creditosperu.com.pe%2Fpp-energia-del-sur-s-a-enersur.php&ei=xOkMTuS7CIWltwe92vSCDg&usg=AFQjCNFCKs7lWcbRAixnNZxPL0SEea-TKw

http://www.mintra.gob.pe/


5

PBI Producto Bruto Interno

PERUPETRO Agencia Nacional de Hidrocarburos

PETROPERU Petróleos del Perú S.A.

PlanCC Planificación ante el Cambio Climático

PLUSPETROL Pluspetrol Perú Corporation S.A

PNER Plan Nacional de Electrificación Rural

PROINVERSION Agencia de la Promoción de la Inversión Privada

R.D. Resolución Directoral

RER Recursos Energéticos Renovables

SA Sistemas Aislados

S.A.A. Sociedad Anónima Abierta

S.A.C. Sociedad Anónima Cerrada

SCADA Control de Supervisión y Adquisición de Datos

SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

SIMPLE E Simple Econometric Simulation System

SVC Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva

TGP Transportadora de Gas del Perú S.A.

TO/R Trade Off/Risk

WTI Precio Internacional del Petróleo

YFP Yacimientos Petrolíferos Fiscales

Listado de Unidades de Medidas

Tipo de Unidad Unidad Símbolo

Dinero Dólar de los Estados Unidos US$

Eléctrica kilovoltio (1,000 V) kV

Eléctrica kilovatio (1,000 W) kW

Eléctrica kilovatio hora (1,000 W.h) kW.h

Eléctrica Megavatio (1,000,000 W) MW

Eléctrica Megavatio hora (1,000,000 W.h) MW.h

Eléctrica Gigavatio (1,000,000,000 W) GW

Eléctrica Gigavatio hora (1,000,000,000 W.h) GW.h

Energía Kilojoule (1,000 J) kJ

Energía Terajoule (1,000,000,000,000 J) TJ

Flujo Barriles por día BPD

Flujo Miles de Barriles por Día (1,000 barriles por día) MBPD

Longitud Kilometro Km

Volumen Miles de Barriles día Operación MBDO

Volumen Pies cúbicos por día PCD

Volumen Un millón de PCD (1,000,000 PCD) MMPCD

Volumen Trillones de Pies Cúbicos TCF


6

ANTECEDENTES El proyecto Planificación Ante el Cambio Climático – PlanCC, liderado por el Ministerio del Ambiente, Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de Relaciones Exteriores y el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico, tiene como objetivo principal construir con bases científicas, políticas y capacidades para explorar la factibilidad de una economía baja en carbono e incorporar el enfoque de cambio climático en la planificación del desarrollo, cuya primera fase de dos años, iniciada en marzo del 2012, se enfocará hacia la creación de evidencia científica. Para la ejecución de PlanCC, se ha conformado un Equipo de Investigación, coordinado por la empresa LIBELULA Comunicación Ambiente y Desarrollo S.A.C., e integrado por diversas instituciones académicas u organizaciones vinculadas a la investigación en el Perú en los sectores de: energía, transporte, forestal, agropecuario, procesos industriales, residuos e integración macroeconómica. Para el caso del sector energía, se ha designado como parte del equipo de investigación al Centro de Conservación de Energía y del Ambiente (CENERGIA). El presente documento es un insumo del Equipo de Investigación Sectorial de Energía de PlanCC que intenta resumir el estado de situación del sector energía relativo a las características y tendencias del sector en el país, los principales proyectos e inversión que condicionan su crecimiento, instituciones y actores claves que influyen en su comportamiento, así como factores normativos, tecnológicos y socio-ambientales que inciden en el desarrollo sectorial; así como vacíos de información y experiencias en el país sobre el uso de modelos de planificación futura energética. Asimismo, se han incluido las reflexiones sectoriales de la Primera Reunión del Equipo Nacional de Prospectiva de Cambio Climático (PlanCC) sobre los factores que podrían incidir en el comportamiento del sector en el año 2021 y 2050.


7


1. Aspectos Económicos

Actualmente, el Perú tiene una población cercana a los 30 millones de habitantes, [INEI, 2011]

cuenta con abundantes recursos naturales y dispone de un alto potencial energético.

Mantiene una estabilidad macroeconómica desde hace varios años y su economía está en

constante crecimiento.

De acuerdo con el INEI, el PBI de Perú ha tenido un comportamiento histórico caracterizado

por periodos de estancamiento junto con periodos de gran dinamismo. Durante el periodo

2001-2005, el PBI creció a una tasa promedio anual de 4.2%, y durante el quinquenio 2006-

2010 dicha tasa fue de 7.2% con picos de 7.7% en el 2006, 8.9% en el 2007, 9.8% en el 2008 y

8.9% en el 2010; sólo en el año 2009 la tasa de crecimiento del PBI fue de 0.9%, como

consecuencia del impacto negativo de la crisis económica internacional, [MINTRA, 2010] (Ver

Gráfico 1). Se puede destacar que la tasa promedio de crecimiento del periodo 2006-2010 es

una de las mayores de la región. Para alcanzar este ritmo de crecimiento ha sido vital contar a

su vez con un adecuado suministro de energía y en particular de electricidad.

El año 2011, el Perú creció 5.7% impulsado por la demanda interna que se situó en un 7.5%.

Los sectores que lideraron este crecimiento fueron el de construcción y comercio. [INEI,

2011]. (Ver Gráfico 2)

Gráfico 1. Evolución del PBI

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática [INEI, 2010].


8

Gráfico 2. PBI por Sectores Productivos (Crecimiento Acumulado 2001-2010)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú.

La balanza comercial en el 2011 tuvo un superávit representando un 5.3% del PBI, las reservas

internacionales llegaron en este año a 48,816 millones de Dólares y a marzo del 2012 a 54,773

millones de dólares equivalentes a 18 meses de importaciones. (Ver Gráfico 3)

Gráfico 3. Reservas Internacionales Netas (Millones de Dólares)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú

En relación a las inversiones, se puede señalar que la confianza empresarial es creciente. Según

fuentes del BCRP los compromisos de inversión privada en minería, energía, industria e

infraestructura para el 2012 se sitúa en 16,872 millones de Dólares y para el 2013 serán de

16,650 millones de Dólares.

2.2%

46.3%

66.8%

66.8%

71.4%

73.6%

74.7%

82.0%

131.8%

Pesca

Agropecuario

Minería

Electricidad y agua

Otros servicios

PBI

Manufactura

Comercio

Construcción

PBI por sectores productivos(Crecimiento Acumulado 2001-2010)

Fuente: BCRP


9

Tabla 1. Anuncios de Proyectos de Inversión Privada (Millones de Dólares)

2011 2012 2013 2011 – 2013

Minería 4,993 7,360 7,857 20,210

Hidrocarburos 2,341 2,170 3,072 7,583

Electricidad 2,022 2,714 2,224 6,960

Industrial 1,167 1,040 640 2,847

Infraestructura 1,241 1,055 895 3,191

Otros Sectores 3,018 2,533 1,962 7,513

Total 14,782 16,872 16,650 48,304

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú

Los sectores que liderarían el crecimiento serían Minería e Hidrocarburos, Comercio y

Construcción.

2. Caracterización del Sector

2.1. El Desempeño del Sector Energético

2.1.1. Evolución del Consumo de Energía El consumo de energía mantuvo la tendencia de crecimiento vis a vis, el nivel de actividad

económica (30% entre 2000 y 2009) y los ingresos de la población. En el año 2010, el consumo

de energía per cápita fue de 21.14 TJ/103 habitantes. Su evolución durante el periodo 1990 –

2010 ha tenido un crecimiento irregular salvo en el periodo 2005 – 2010, en el cual este

indicador presenta un crecimiento sostenido, lo que está de acuerdo con la tendencia de

crecimiento económico del país en este periodo. [MEM, 2010a]. (Ver Gráfico 4)

Gráfico 4. Consumo de Energía por Habitante

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2010a]


10

Por su parte, el consumo de energía por habitante creció entre 1995 y 2010 en 19.6%,

mientras que el PBI per cápita (medido en dólares de 1995) lo hizo en 75%. Sin embargo, el

Perú todavía exhibe un bajo consumo energético por habitante en comparación con el nivel

promedio de la Región Latinoamericana como se observa en el Gráfico 5)

Gráfico 5. PBI per Cápita (Miles de Dólares de 1995)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. [MEM, 2012a]

2.1.2. Cambio en la Estructura de Consumo Energético En el periodo 1970 - 1990, el petróleo crudo y la leña concentraban el 80% de la Oferta Interna

Bruta de Energía Primaria (OIBEP), posteriormente, el gas aumentó su participación.

Actualmente, el petróleo representa 39% de la OIBEP, el gas y los líquidos del gas un 33%, la

hidroenergía un 11% y el 17% restante es biomasa, carbón y solar. [MEM, 2012a]

En relación al consumo energético por sectores entre 1970 y 2009, el 61% del incremento de

dicho consumo tuvo lugar en el sector transporte, mientras que un 38% tuvo como origen el

crecimiento de la minería y la industria. [MEM, 2012a]. En el sector residencial, el reemplazo

de la biomasa por combustibles fósiles más eficientes permitió mantener el consumo final del

sector sin cambio significativo.

En el año 2010, el consumo final total de energía fue 654,115 TJ, superior en 5.8% con

respecto al año anterior, de los cuales el 38.7% corresponden al sector transporte; el 30.9% a

los sectores comercial, residencial y público; 25.5% a los sectores industria y minería; 2.5% a

los sectores agropecuario, agroindustria y pesca; y, 2.4% es consumo no energético1. Por otro

lado, dicho consumo de energía estuvo conformado de la siguiente manera: 60.1%

hidrocarburos; 16.4% leña, bosta & yareta; 17.6% electricidad; 4.3% carbón mineral y sus

derivados; 2.0% bagazo y carbón vegetal y 0.04% energía solar. [MEM, 2010a]. (Ver Gráfico 6)

1 Referido al bagazo de caña que no se usa como energético y lubricantes, solventes que se obtienen de

la refinación de petróleo.


11

Gráfico 6. Distribución de consumo de energía por sectores (izquierda) y por combustible (derecha) en el año 2010

Fuente: Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2010a]

La evolución de la estructura del consumo de energía por productos en el período 1990 - 2009

confirma la preponderancia de las fuentes fósiles y se observa la creciente participación del gas

natural como fuente de energía desde el año 2004, cuando entró en operación comercial el

proyecto de gas de Camisea. Se puede afirmar que la matriz energética tiene un antes y un

después de Camisea, en especial en los sectores electricidad, transporte, industrial y

residencial. En el caso de la generación de electricidad, la contribución del gas natural pasó de

5.9% en el año 2003 al 35.4% en el 2010. [MEM, 2012a]. (Ver Gráfico 7)

Gráfico 7. Consumo de Energía por Fuentes


2.1.3. Balanza Comercial de Energía

38.7%

30.9%

25.5%

2.5% 2.4%

Transporte Comercial, Residencial y Publico Industria y mineria Agropecuario, Agroindustria y Pesca Consumo No Energetico

60.1% 16.4%

17.6%

4.3% 2% 0.04%

Hidrocarburos leña, bosta & yareta electricidad carbon mineral y sus derivados bagazo y carbon vegetal energia solar


12

En relación a la balanza comercial de energía con la entrada de Camisea, en el 2004, se redujo

la importación de combustibles; sin embargo, en los años siguientes los altos precios de los

commodities contribuyeron al deterioro del saldo comercial. En el 2011, la exportación del gas

natural compensó en gran parte el déficit en la balanza que esencialmente comprende

petróleo crudo y combustibles. (Ver Gráfico 8).

Gráfico 8. Balanza Comercial de Energía (Millones de Dólares)


2.1.4. Intensidad Energética

La intensidad energética a nivel nacional es un indicador que mide la productividad del uso de

la energía dentro de un proceso económico. En el Perú este indicador ha pasado en el período

1995 – 2010, desde 8,905 kJ/US$ a 6,894 kJ/US$ (dólares de 1995); es decir, ha decrecido de

manera sostenida durante este periodo, pero con mayor intensidad desde el año 2000. Ello se

debe a que la tasa de crecimiento del consumo de energía ha sido menor a la tasa de

crecimiento del PBI, lo que refleja una mejora en la productividad económica del país. [MEM,

2010a]. (Ver Gráfico 9)

Gráfico 9. Intensidad Energética

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

Inte

nsi

da

d e

nerg

éti

ca

ENERGÍA/PBI

Índ

ice 1

99

5 =

1

ENERGÍA

PBI


13

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2010a]

2.1.5. Consumo de Energía Eléctrica

La demanda total de energía eléctrica durante el 2010 fue de 35,907 GWh, de los cuales el 7%

corresponde a los Sistemas Aislados y el 93% al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN). La demanda de energía en el SEIN durante el 2010 fue cubierta por hidroelectricidad

con 58.3%, 35.5% con gas natural, 3.3% con carbón mineral, 2.7% con Diesel y petróleo

residual y 0.2% con biomasa (bagazo de caña). La hidroelectricidad ha reducido su

participación en la cobertura de la demanda, debido a que el crecimiento de las inversiones en

proyectos hidroeléctricos no ha ido al mismo ritmo con el incremento de la demanda, por ello

su contribución en la generación de electricidad se redujo de 87.4% en el año 2000 a 56% en el

año 2010. [MEM, 2011a]. (Ver Gráfico 10)

Gráfico 10. Distribución de la demanda de energía del SEIN durante el 2010


2.2. Recursos y Oferta de Energía

2.2.1. Petróleo

Las reservas probadas de petróleo al 31 de Diciembre del 2010 ascendieron a 582.0 millones

de barriles, cifra que comparada con la correspondiente al 31 de Diciembre del 2009 (530.9

millones de barriles), y tomando en cuenta la producción de petróleo ocurrida durante el año

2010, representa un incremento 77.7 millones de barriles de petróleo (14.6 %). [MEM, 2012a].

El 39.7% de las reservas probadas de petróleo se encuentran en la Selva Norte y corresponden

en su gran mayoría a yacimientos de crudos pesados. El 37.2 % de las reservas probadas de

petróleo se encuentran en la Costa Norte y corresponden principalmente a reservas

remanentes de yacimientos maduros de crudos livianos, con poco azufre. El 22.7% restante

58.3%

35.5%

3.3% 2.7%

0.2%

Hidroelectricidad

Gas natural

Carbon mineral

Diesel y petroleo residual

Biomasa (bagazo de caña)


14

son las reservas probadas también de crudo liviano del Zócalo continental extensiones en

muchos casos de los campos de la Costa Norte. [MEM, 2012a]

En el Perú existen 7 refinerías de petróleo cuya capacidad no es suficiente para abastecer el

mercado nacional. El sector privado y la empresa petrolera nacional comparten casi en partes

iguales la capacidad de refinación. Tres refinerías son operadas por privados: Relapasa por

Repsol, refinería Shiviyacu por Pluspetrol, y refinería Pucallpa por Maple. La Refinería La

Pampilla S.A. (Relapasa), ubicada en el departamento de Lima tiene una capacidad de

procesamiento de 102 MBD. Las cuatros restantes son operadas por PETROPERÚ; la refinería

Talara, ubicada en el departamento de Piura, es la principal refinería de la empresa petrolera

nacional y la segunda más importante del país (62 MBD de capacidad de procesamiento). Las

otras 3 refinerías de PETROPERÚ están ubicadas en Lima (Refinería Conchán), Loreto (Refinería

Iquitos), y Amazonas (Refinería el Milagro), son de menor escala.

2.2.2. Gas Natural

El área denominada “Gran Camisea”, en la Selva Sur peruana, cuenta a diciembre de 2010 con

dos Lotes con Contratos de Explotación firmados con el Gobierno del Perú: Lotes 88, 56; y

otros dos Lotes con Contratos de Exploración, Lotes 572 y 58. En los Lotes de Explotación se

han declarado a esa fecha reservas probadas por un total de 11.7 TCF. En la Selva Sur también

existen otros 28 TCF entre reservas probables (10 TCF) y posibles (18 TCF). Adicionalmente, en

las áreas de la Selva Central (Aguaytía), la Costa y el Zócalo existen 0.7 TCF de reservas

probadas y 1.0 TCF de reservas probables y posibles. [MEM, 2012a].

En el Libro de Reservas 2010 también se incorpora el concepto de Contratos en Evaluación

Exploratoria, sin distinguir el área que suman otros 2.1 TCF bajo la clasificación de reservas

posibles. Finalmente, bajo la categoría de recursos se suman otros 34 TCF, los cuales están

distribuidos en 1.4 TCF en la Selva Norte-Central, 0.9 en la Selva Central y 31.8 TCF son

reportados como no operados, sin que se identifique su lugar. De esta forma, se concluye que

existen en Perú un total de 12.5 TCF de reservas probadas, otros 31.2 TCF entre reservas

probables y posibles, y 34 TCF de recursos. [MEM, 2012a].

En el año 2010, el volumen producido en los Lotes 88 y 85 operados por el Consorcio Camisea

se duplicó en relación al año anterior, alcanzando un volumen de 642 MMPCD. Tal aumento

fue consecuencia de que en la primera mitad del año comenzó a producir el Lote 56 orientado

al mercado de exportación que concentró 270 MMPCD. [MEM, 2012a].

2.2.3. Líquidos de Gas Natural

2Las reservas del Lote 57 son incluidas dentro de los contratos de explotación puesto que el operador –

Repsol- ha efectuado declaración de descubrimiento comercial y estar procediendo al desarrollo del campo.


15

El gas de Camisea es un gas rico en líquidos (Propano/Butano, Nafta y Etano), lo que rentabiliza

los proyectos de explotación del gas natural. Las reservas de líquidos entre probadas3,

probables4 y posibles5 están en el orden de 2,258.3 millones de barriles. Las reservas probadas

suman 644.9 millones de barriles y entre las reservas probables y posibles otros 1,613.4

millones de barriles. [MEM, 2012a].

2.2.4. Energía Eléctrica

Un estudio recientemente desarrollado por el MEM (2011) para efectuar la Evaluación

Preliminar del Potencial Hidroeléctrico, ha determinado que el Potencial Hidroeléctrico Teórico

del Perú alcanza los 235,863 MW. De este potencial, casi el 90% se concentra en la Vertiente

del Atlántico, con un potencial aprovechable de 60,627 MW (Ver Tabla 2) [MEM, 2011b].

Considerando del Potencial Teórico sólo aquellos proyectos que ostentan viabilidad técnico-

económica, el estudio obtiene que el potencial hidroeléctrico técnico total se estima en 98,460

MW; del cual a su vez se determina que el Potencial Técnico Aprovechable es de 69,445 MW,

[MEM, 2011b], tal como se muestra en la Tabla 2.

Tabla 2. Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú

Vertiente Total (MW)

Excluido (MW)

Aprovechable (MW)

Pacífico 11,402 2,671 8,731

Atlántico 86,971 6,345 60,627

Titicaca 87 0 87

Total 98,460 29,016 69,445

Fuente: Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2011b]

2.2.5. Generación y Transmisión de Energía Eléctrica

El mercado eléctrico peruano, está constituido por el denominado Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN), y los sistemas aislados, cuyo principal sistema corresponde a

la ciudad de Iquitos (45 MW), la cual se prevé interconectarse al SEIN en el mediano plazo a

través de la L.T. Moyobamba – Iquitos. La capacidad de generación nacional efectiva total

alcanza los 8,000 MW; de dicha capacidad el SEIN participa del 86% y los Sistemas Aislados del

14% (Tabla 3). [MEM, 2010b].

3 Son las cantidades estimadas sobre la base de informaciones geológicas y de ingeniería obtenida

mediante métodos confiables que demuestran, con razonable certeza, que pueden ser comercialmente recuperables. 4 Son las cantidades estimadas sobre la base de informaciones geológicas y de ingeniería obtenida

mediante métodos confiables, cuyo análisis sugiere la probabilidad de su existencia y recuperación futura, pero sujeta a incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación. 5 Son las reservas no probadas y que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que tienen

menor probabilidad de ser recuperables que las reservas probables.


16

Tabla 3. Potencial Instalada, Efectiva y Producción Eléctrica en el Perú 2010

Sistema Eléctrico Potencia Instalada (MW)

Potencia Efectiva (MW)

Producción (GW.h )

SEIN 7,331 6,888 33,326

Hidráulica 3,305 3,201 19,486

Térmica 4,026 3,687 13,840

Sistemas Aislados 1,281 1,113 2,581

Hidráulica 132 117 566

Térmica 1,148 995 2,014

Eólica 1 1 1

TOTAL 8,612 8,001 35,907

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2010b]

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, dispone de 21969 km de líneas de transmisión,

de las cuales el 0,4% corresponde a líneas de 500 kV, el 44,1% a líneas de 220 kV, 22,1% a

líneas de 138 kV y el resto, es decir 33,4% a líneas con tensiones menores a 69 kV.

2.2.6. Energías Renovables

Energía Eólica

El potencial total de energía eólica del Perú es 77,4 GW, sin considerar zonas off-shore (en el

mar). Como es de esperarse, si se habla en términos del potencial aprovechable, es decir

excluyendo las áreas situadas a más de 3,000 m.s.n.m. con pendientes de más de 20%, en

centros poblados, zonas protegidas, arqueológicas o de amortiguamiento, o cerca de ríos,

quebradas o lagos, esta cifra disminuye a 22 GW. [MEM, 2008].

Según información del MEM, las concesiones temporales suman alrededor del 30% de la cifra

anterior. Por otro lado, estudios realizados por el COES indican que se puede instalar en el

SEIN una generación máxima de hasta 375 MW sin provocar efectos negativos sobre la calidad

del servicio y la seguridad de operación de este sistema.6 Se debe señalar que esta situación es

temporal y puede ser superada a medida que se va ampliando el sistema de transmisión del

SEIN, con líneas 220 kV y 500 kV.

De las 25 regiones del país, 9 fueron identificadas con potencial eólico: Ica (9,144 MW), Piura

(7,554 MW), Cajamarca (3,450 MW), Arequipa (1,158 MW), Lambayeque (564 MW), La

Libertad (282 MW), Lima (156 MW), Ancash (138 MW) y Amazonas (6 MW). [MEM, 2012]

Energía Solar

La zona de mayor potencial de energía solar del territorio peruano se encuentra

principalmente en la costa sur (16° a 18° S), donde se dispone de 6.0 a 6.5 kWh/m2. Otras

6 Los precios de energía subastada se encuentran en el rango de otras experiencias en la región

latinoamericana. Véase resumen en Anexo.


17

zonas en las que se registra alta disponibilidad de energía solar diaria, entre 5.5 a 6.0 kW h/m²

son la costa norte (3 a 8° S) y gran parte de la sierra sobre los 2,500 m.s.n.m., siendo en orden

de importancia en cuanto a su extensión superficial: la sierra sur, la sierra central y la sierra

norte. La zona de bajos valores de energía solar en el territorio es la selva, donde se registran

valores de 4.5 a 5.0 kW h/m² con una zona de mínimos valores en el extremo norte cerca del

ecuador (0° a 2° S).

La energía solar es un recurso con alta disponibilidad en casi todo el territorio nacional, se

dispone de un mapa solar en el que se puede apreciar además las zonas de mejor

aprovechamiento. Existen diversos usos y resulta de suma utilidad en aquellas zonas en las que

no es posible acceder a las redes de transmisión.

Biocombustibles

La comercialización de los biocombustibles ha permitido fomentar el desarrollo agropecuario,

la generación de empleos y la disminución de la contaminación ambiental. Asimismo ha

permitido sustituir determinado volumen de gasolinas y Diesel de la demanda total del

mercado interno.

De acuerdo a la normativa vigente, el Diesel B5 está formulado con un 95% de Diesel

producido en las refinerías y 5% de B100. Inicialmente esta formulación era para un Diesel B2

con 2% de B100. Por su parte, el etanol actualmente se mezcla en una proporción del 7.8% con

la gasolina de las refinerías para la producción Gasohol comercializado en diferentes octanajes.

La demanda de etanol es abastecida por la planta Caña Brava y en el corto plazo se espera la

puesta en producción de la planta de Maple, que podría llegar a generar excedentes

exportables; en el caso del biodiesel (B100) se tienen operando 3 plantas: Palma del Espino,

Heaven Petroleum y PureBio Fuels, las cuales no logran operar al 100% de su capacidad

debiendo importarse biodiesel de Argentina producido de manera más competitiva con soja.

[MEM, 2012]Recién a partir de 2009 se comienza con la comercialización de biocombustibles

en mezclas con el diesel y la gasolina (gasohol). Los porcentajes de las mezclas fueron

creciendo y ampliándose territorialmente. Dado que los proyectos de inversión en ambos tipos

de biocombustibles solo parcialmente estuvieron en marcha, las necesidades se cubrieron con

importaciones. Ahora bien, si se desarrollan los proyectos en su plenitud se podrá abastecer el

mercado interno y el externo, hacia donde ya se destinan algunas exportaciones.

Energía Biomasa

Los resultados sobre la oferta en lo referente a la productividad media de los bosques

(naturales y plantaciones), accesible y disponible para usos energéticos estiman que se llega a

256 millones de toneladas métricas al año. Por otro lado, son casi 16 millones de toneladas de

biomasa provenientes de otras fuentes como los residuos en el campo de los cultivos

considerados en este estudio (maíz amarillo duro, arroz, caña de azúcar, algodón, espárrago,

olivo), de los residuos de la agroindustria relacionada con estos cultivos y de los aserraderos.

Energía Geotérmica


18

El MEM con apoyo de la Agencia de Cooperación Japonesa (JICA) ha elaborado el Plan Maestro

para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú el cual dio como resultado un potencial

de 2,860 MWe. En la Tabla A1 del Anexo 1, se muestran los trece campos geotérmicos

prometedores los cuales indican su posible capacidad de desarrollo.

La geotermia brinda estabilidad en el suministro y tiene bajo costo relativo respecto de otras

energías. Es importante que para los emprendimientos de generación con recursos renovables

que son objeto de promoción, se evalúen en el marco de un Plan Energético.

2.2.7. Eficiencia Energética

En la actualidad está vigente el Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018

(MINEM 2009). Varios factores han afectado el desarrollo del mismo, entre ellos están las

dificultades para llevar adelante las acciones y decisiones orientadas a su puesta en marcha en

relación a los recursos económico-financieros y humanos necesarios y una adecuada

articulación inter-institucional.

En dicho Plan se ha identificado un potencial de ahorro de energía considerando una

expectativa de ahorro energético del 15%. Se ha diseñado un conjuntos de programas en

todos los sectores (productivo y servicios, residencial, comercial y público, y transporte),

dentro de los cuales se ha identificado proyectos de eficiencia energética, tales como:

Sustitución de motores, iluminación eficiente, calderas eficientes, cocinas eficientes, hábitos

de consumo, cogeneración; en transporte se propone optimizar la conducción y el uso masivo

de vehículos híbridos y eléctricos, entre otros.

3. Principales Proyectos que Influyen en el Crecimiento del

Sector

El sector energía dispone de un programa de inversiones orientado a ampliar la oferta de

energía. En este programa se incluye estudios y proyectos de las diversas etapas de la cadena

energética desde la exploración, desarrollo y explotación y transporte de hidrocarburos y

biocombustibles; implementación de proyectos hidroeléctricos, energías renovables, centrales

termoeléctricas, líneas de transmisión y distribución y electrificación rural.

A continuación se presenta información sobre los principales proyectos de inversión del sector

energía.

3.1. Hidrocarburos

3.1.1. Exploración y Explotación PERUPETRO ha realizado en los últimos años rondas de licitaciones con el propósito de

obtener mayores inversiones para exploración y explotación de hidrocarburos. A finales de


19

2010 se suscribieron un total de 86 contratos de operaciones hirocarburíferas7. De ese total,

67 eran contratos de exploración.

Como resultado se han logrado captar inversiones importantes en los últimos cinco años: del

año 1996 al 2000 se invirtieron en actividades de exploración y producción (explotación) un

monto de 1,600 millones de Dólares cifra que se mantuvo en el quinquenio 2001 al 2005;

mientras que del 2006 al 2010 se han invertido 5,400 millones de Dólares. Del total de

inversiones en exploración y producción en el período 1996-2010 lo invertido en exploración

alcanzó un 31%, es decir casi 2,700 millones de dólares. [MEM, 2012a].

Gráfico 11. Inversiones en Actividades de Exploración y Producción de Hidrocarburos (1996-2010)

* Valor a noviembre de 2010.

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2012]

3.1.2. Refinación

Proyecto de Modernización de la Refinería La Talara El proyecto comprende la ampliación y modificación de las unidades existentes, la

desulfurización de Diesel y gasolinas, conversión de fondos y el incremento del octanaje

promedio de las gasolinas; adicionalmente, incluye la producción de ácido sulfúrico y

generación de energía eléctrica para autoabastecimiento.

El objetivo es llegar a producir a partir del 2015, cuando concluyan las obras, combustibles de

alta calidad y con un menor nivel de azufre, siguiendo altos estándares ambientales. [MEM,

2012a].

Proyecto de Modernización de la Refinería La Pampilla El plan para reducir el contenido de azufre en la refinería La Pampilla fue anunciado en marzo

del 2006 durante la visita al Perú del presidente de Repsol YPF Perú. El proyecto demandaría

7 Los existentes al 2005 eran 45 y 29 en el año 2000.

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010*

mil

lon

es

de u

$s

Exploracion Explotación


20

una inversión superior a los 350 millones de Dólares. En el 2008 la evaluadora de riesgos

Kallpa SAB estimó que la inversión necesaria bordearía los 500 millones de Dólares, a realizarse

en un periodo de 5 años empezando en el 2010 y finalizando en el 2014. [MEM, 2012a].

Sin embargo, los problemas de caja y el retraso del Proyecto de PETROPERU han hecho que

Repsol tenga solo los estudios listos y empiece solo a invertir cuando PETROPERU lo haga.

3.1.3. Gas Natural Proyectos de Explotación En los próximos 5 años (2011-2015) se proyectan invertir en explotación hidrocarburífera

alrededor de 4,000 millones de Dólares, un valor que supera en 500 millones de Dólares lo

invertido en el período 2004-2009. De ese total, las inversiones en explotación de gas natural

representarían casi el 39% de las inversiones totales que incluyen petróleo. Dichas inversiones

serán realizadas en los lotes 56 y 88 operadas por el Consorcio PLUSPETROL y en el lote 57

operado por Repsol. [MEM, 2012a]

Proyectos de Ampliación y Nuevos Sistemas de Transporte de Gas Natural En diciembre 2009, TGP aprobó el inicio de un nuevo proyecto de expansión del sistema de

transporte de gas y líquidos, el cual considera construir un loop8 en la selva de dos ductos, uno

paralelo al actual ducto de gas natural de 150 kilómetros (32”) y otro paralelo al actual ducto

de líquidos (LGN) de 150 kilómetros (24”); así como una nueva estación de bombeo de LGN

(una cuarta adicional a las tres existentes en cada una de las tres estaciones de bombeo).

También se planea culminar la segunda etapa del loop Costa, hasta una longitud total de 136

km, culminando en el citygate (Lima).

En el caso del gas, la ampliación permitirá incrementar la capacidad de transporte de 530

MMPCD a 800 MMPCD, mientras que el sistema de LGN su capacidad se expandirá desde

100,000 barriles por día hasta 120,000 barriles por día. [MEM, 2012a]. Según el EIA de febrero

20109, la inversión estimada entre ambos proyectos es de aproximadamente 628 millones de

Dólares y el plazo de ejecución de la ampliación se prevé en 2 años y 3 meses.

El proyecto nuevo ducto Camisea - Ilo (Concesión Kuntur Transportadora de Gas SAC10),

incluido en el Contrato de Concesión, consiste en el diseño, construcción y operación del

gasoducto Andino Sur de 26” que transportará gas natural desde la zona denominada

Malvinas, en la provincia de la Concepción en Cusco y se extenderá hasta las ciudades de

Juliaca (Puno), Matarani (Arequipa) e Ilo (Moquegua).El gasoducto tendrá una longitud

aproximada de 1,076 km, constituirá el eje del desarrollo socio-económico de las regiones

8 Bucle ó circuito.

9El 10/8/2010 se desaprobó el EIA del Proyecto loop Selva, por lo que el 9/2/2011 TGP presentó a la

DGAAE del MEM para su evaluación los Términos de Referencia del EIA que modifica a 50 km la longitud de cada loop, encontrándose 11 puntos que TGP deberá corregir e implementar para elaborar el EIA correspondiente. 10

A diferencia de la concesión de transporte de gas natural de Camisea a Lima, que fue producto de un concurso público, la concesión de transporte de gas al sur fue producto de una solicitud de parte iniciada por la empresa “Kuntur Transportadora de Gas S.A.C”. El 06 de octubre de 2008 se suscribió el Contrato de Concesión del Gasoducto Andino del Sur, con un plazo de 30 años.


21

Cusco, Arequipa, Tacna, Moquegua y Puno e incrementará la confiabilidad del sistema nacional

de suministro de gas natural por tratarse de un ducto independiente del existente de TGP.

Este proyecto forma parte de un proyecto integrado, que en adición del sistema de transporte

de gas natural y líquidos por ductos desde Malvinas hasta la Costa Sur del País incluye la

construcción de un complejo industrial y exportación de gas natural y de condensados; y la

construcción de un Complejo Petroquímico. Se estima una Inversión total de entre 13 a 15

billones de Dólares. [MEM, 2012a].

3.1.4. Sector Eléctrico y Energías Renovables

La concentración de la capacidad de generación en la zona central del país y la fuerte

dependencia de la capacidad de generación del SEIN respecto de la infraestructura del

proyecto Camisea, hechos anteriormente señalados, ha propiciado que el Estado peruano a

través del MEM y de la Agencia PROINVERSION, promuevan la construcción de nuevas

centrales eléctricas y líneas de transmisión, estas últimas bajo la modalidad de concesión

BOOT. La nueva capacidad de generación prevista para que entre en operación en el año 2014

asciende a 1803 MW, de los cuales 1003 MW corresponden a hidroeléctricas y 800 MW a

plantas térmicas (reserva fría). Ver Anexo 1 – Tabla A2. Por otro lado, las nuevas líneas de

transmisión de 220 kV y 500 kV que están en construcción tienen una longitud total de 3682

km, de los cuales 2238 km corresponden a líneas de 500 km. Ver Tabla A3 del Anexo 1.

Electrificación Rural Desde mediados del año 2006 y hasta noviembre del año 2010, la ejecución de obras de

electrificación rural, ha permitido que casi 2.5 millones de habitantes hayan sido beneficiados

con la dotación del servicio eléctrico.

Para lograrlo, se ha invertido un monto de 1,600 millones de Dólares, que comprenden a la

instalación de líneas de transmisión, sistemas eléctricos rurales, pequeñas centrales

hidroeléctricas, grupos térmicos y programas de paneles solares. En estos últimos años, se ha

dado un gran impulso a la electrificación rural, con presupuestos asignados a la Dirección

General de Electrificación Rural del MEM que se han incrementado año a año con un total de

1,847 millones de Nuevos Soles para el periodo 2006-2010. [MEM, 2012a]

El MEM está llevando a cabo el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), para alcanzar las

metas planteadas en un horizonte de 10 años se han identificado proyectos de inversión

pública y privada, del Gobierno Nacional, Gobiernos Regionales y Gobiernos Locales, así como

de empresas distribuidoras, los cuales se deberán ejecutar en el periodo 2011–2020, con una

inversión 2,226.2 millones de Dólares y beneficiará a más de 7.2 millones de habitantes, con lo

cual para el año 2020 la tasa de electrificación alcanzará el 88% de la población rural,

mientras que a nivel nacional el nivel de electrificación será de 98%. Ver Tabla A4 del Anexo 1.


22

3.1.5. Proyectos de Energías Renovables Proyectos de Energía Eólica El MEM y el OSINERGMIN a la fecha han convocado en el marco del Decreto Legislativo N°

1002 y su Reglamento dos licitaciones, producto de la cuales se han adjudicado proyectos de

energía eólica, solar, biomasa y pequeñas hidroeléctricas con una capacidad total de 642 MW.

Ver Tabla A5 del Anexo 1.

Por otro lado, existe un conjunto de proyectos eólicos que tienen concesiones temporales

otorgadas por la Dirección General de Electricidad (DGE-MEM) para la realización de estudios

para evaluar las características del recurso eólico y definir sus capacidades, los cuales se

presentan en la Tabla A5 del Anexo 1.

Proyectos de Energía Solar En las subastas RER organizadas por el MEM y OSINERGMIN se adjudicaron cinco proyectos de

energía solar, con una capacidad instalada total de 96 MW. Estos proyectos están ubicados en

la región costera de los departamentos de Arequipa y Moquegua. Ver Tabla A5 del Anexo 1.

Los proyectos con energía solar que fueron identificados durante el proceso de subastas RER

tienen una capacidad total de 150 MW. Ver Tabla del Anexo 1.

Proyectos de Biomasa En las subastas RER organizadas por el MEM y OSINERGMIN se adjudicaron tres proyectos de

biomasa con una potencia total 29.4 MW, de los cuales 23 MW corresponde a una central de

cogeneración con bagazo de caña de azúcar y el resto para operar con biogás en el relleno

sanitario Huaycoloro ubicado en Lima. Ver Tabla A5 del Anexo 1.

Existe un conjunto de proyectos con biomasa identificados en los procesos de las subastas

RER, cuya potencia instalada asciende a 129 MW. Ver

Tabla A del Anexo 1.

Proyectos de Energía Geotérmica En la Tabla A del Anexo 1, se presentan las zonas que cuentan con las autorizaciones para el

desarrollo de actividades de exploración geotérmica.

3.2. Sector Minero De acuerdo a las proyecciones de crecimiento del PBI, se espera que la minería siga siendo

uno de los sectores que sustente este crecimiento, lo que generará una mayor expansión de

las exportaciones del país, con lo cual se mejorará la balanza comercial del Perú. Asimismo,

este crecimiento requerirá la ampliación de la oferta de generación y de transmisión eléctrica,

los mismos que tendrán un importante impacto social y ambiental en su entorno, situación

que se ha vuelto muy sensible ante la opinión pública nacional e internacional.


23

Desde el punto de vista de la oferta de generación y de transmisión es relevante la demanda

de los proyectos mineros, tanto por su ubicación como por su tamaño.La demanda de los

principales proyectos mineros cuya cobertura sustenta la ampliación de la oferta de

generación y transmisión se estima para el periodo 2012 – 2016 en 2,098 MW. Ver Tabla A9

del Anexo 1.

4. Factores que Inciden en el Desarrollo del Sector

Diversos factores han influido en el desarrollo del sector energía, éstos son de carácter

normativo y regulatorio, así como tecnológicos y socio-ambientales.

4.1. Marco Normativo y Regulatorio El marco normativo y regulatorio del sector energía está conformado por las normas

siguientes:

Electricidad y Energía Renovables / El marco regulatorio para el desarrollo del subsector electricidad lo constituyen el D.L. N°

25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” -LCE- de Noviembre de 1992, y la Ley N° 28832 “Ley

para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” de Julio de 2006, y por sus

Reglamentos.

/ En cuanto a la normativa para la generación de energía eléctrica con energías renovables,

el marco promotor que establece incentivos para la inversión en energías renovables en el

Perú fue establecido con la “Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de

Electricidad con el Uso de Energías Renovables (RER)”, promulgada mediante Decreto

Legislativo N° 1002 de mayo de 2008 y su Reglamento aprobado mediante el D.S. N° 012-

2011-EM de marzo de 2011.

/ La Ley Nº 26848, Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (LORG), establece que el

Ministerio de Energía y Minas es la entidad del Estado encargada de velar por el

cumplimiento de esta Ley y de su Reglamento, esta labor la realiza a través de la Dirección

General de Electricidad.

/ El Reglamento de la Cogeneración, aprobado mediante D.S. N°037-2006-EM de junio de

2006 y modificado mediante el D.S. N° 082-2007-EM de noviembre de 2007, establece los

requisitos y condiciones para que las centrales de cogeneración calificadas participen en el

mercado eléctrico.

Biocombustibles / En cuanto a los biocombustibles, el marco legal que regula y promueve su producción en el

Perú es relativamente reciente, el mismo ha ido evolucionando rápidamente a partir de la

Ley N° 28054 “Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles” y su reglamento,

aprobado mediante D.S. N° 013-2005-EM.


24

Hidrocarburos

/ En el sector Hidrocarburos, las principales leyes que regulan el sector son la “Ley Orgánica

de Hidrocarburos”, Ley N° 26221, de 1993, y su actualización mediante la Ley N° 27377

“Ley de Actualización en Hidrocarburos”, así como el “Texto Único Ordenado de la Ley

Orgánica de Hidrocarburos” aprobado mediante Decreto Supremo N° 042-2005-EM y la

Ley N° 27133 de junio de 1999, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas

Natural.

/ El Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos aprobado por Decreto Supremo

N° 081-2007-EM (Reglamento de Transporte), que establece el régimen regulatorio

aplicable tanto para el transporte de gas natural como para el de hidrocarburos líquidos.

Complementariamente a lo dispuesto por el Reglamento de Transporte señalado, las

condiciones generales para la asignación de capacidad de transporte de gas natural por

ductos aprobadas por el DS N° 016-2004-EM, regulan en especial el acceso abierto a los

sistemas de transporte de los concesionarios del servicio.

/ La Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria Petroquímica N° 29163 del 18 de

diciembre de 2007 declaró de interés nacional y necesidad pública el fomento, promoción

y desarrollo de tal actividad a partir de los componentes del gas natural, condensados y

otros hidrocarburos, priorizando la producción de urea y fertilizantes, bajo criterios de

responsabilidad socio ambiental y de competitividad.

Eficiencia Energética / Ley N° 27345, “Promoción del Uso Eficiente de Energía” y su Reglamentación por medio

del DS-053-2007-EM. La citada reglamentación dio origen al Plan Referencial para el Uso

Eficiente de Energía 2009-2018, elaborado en 2008 y considerado una línea de base a los

efectos de proyectar y comparar resultados de las acciones de eficiencia que se encaren en

el futuro involucrando a las entidades del Sector Público.

/ Reglamento de la ley de promoción del uso eficiente de la energía - Decreto Supremo

DS.Nº 053-2007-EM.

4.2. Aspectos Ambientales

/ Las competencias ambientales del Estado son ejercidas por organismos autónomos,

autoridades del gobierno nacional, gobiernos regionales y gobiernos locales; de

conformidad con la Constitución y las leyes que definen sus respectivos ámbitos de

actuación, funciones y atribuciones, en el marco de la Ley General del Ambiente (Ley N°

28611).

/ El ejercicio de las funciones ambientales a cargo de las entidades públicas se organiza bajo

la Ley del Sistema Nacional de Gestión Ambiental – SNGA (Ley Nº 28245), esta norma tiene

por objetivo asegurar la debida coherencia en el ejercicio de las funciones y atribuciones

de carácter ambiental entre los distintos niveles de gobierno, contando con la

participación del sector privado y la sociedad civil. El Ministerio del Ambiente - MINAM,

como Autoridad Ambiental Nacional y ente rector del SNGA, regula su estructura y

funcionamiento.


25

/ Mediante el Reglamento de Protección Ambiental para las Actividades Eléctricas (D.S. N°

029-94-EM), se norma la interrelación de las actividades eléctricas en los sistemas de

generación, transmisión y distribución, con el medio ambiente, bajo el concepto de

desarrollo sostenible. Así también, para el desempeño óptimo de las actividades se han

establecido los Límites Máximos Permisibles de Efluentes Líquidos producto de las

actividades de generación, transmisión y distribución de Energía Eléctrica (R.D. Nº008-97-

EM/DGAA). Por otro lado, con el fin de que las actividades de los proyectos eléctricos se

lleven en armonía con la población también se cuenta con lineamientos para la

participación Ciudadana en las actividades eléctricas fueron aprobados mediante la

Resolución Ministerial N°223-2010-MEM/DM.

/ Con el objetivo de normar y regular las actividades de exploración, explotación, refinación,

procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento, y distribución de

Hidrocarburos, se ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental para las

Actividades de Hidrocarburos (D.S. N° 015-2002-EM) y su modificatoria D.S. Nº 065-2006-

EM; también cuenta con Límites Máximos Permisibles de Efluentes Líquidos para el

Subsector Hidrocarburos aprobados mediante el D.S. Nº 037-2008-PCMara mantener

buenas relaciones con la población se aprobó la Resolución Ministerial N°571-2008-

MEM/DM mediante la cual se aprueban los Lineamientos para la Participación Ciudadana

en las Actividades de Hidrocarburos.

4.3. Factores Tecnológicos Electricidad El sector eléctrico a partir da la vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas ha modernizado su

infraestructura y procesos, adoptando tecnologías de punta lo que ha mejorado su eficiencia

global. Ello está asociado a la participación de las empresas privadas concesionarias que en su

mayoría pertenecen a empresas transnacionales.

Las nuevas plantas de generación son modernas y cuentan con tecnología de punta, de

fabricantes reconocidos a nivel mundial, lo que permite cumplir con los estándares nacionales

de calidad de servicio, confiabilidad, seguridad del suministro y ambientales. En el corto plazo

entrarán en servicio centrales eléctricas con energías renovables, como biomasa, centrales

hidroeléctricas (<20MW), eólicas y solares, que actualmente están en construcción.

En cuanto al desarrollo de los sistemas de transmisión se vienen implementando ampliaciones

y nuevas líneas de transmisión de 500 kV y 220 kV; asimismo, líneas de subtransmisión de 220

kV, 138 kV y 60 kV; compensación reactiva (SVC) para regular la tensión, filtros para armónicas

de corriente en las subestaciones de transmisión de las ciudades principales y en los centros

mineros con alta incidencia de uso de electrónica de potencia; y, redes de distribución en

media tensión (10 kV, 13,8kV y 22,9 kV) para el transporte de energía en las zonas urbanas y

rurales. Para la operación eficiente del SEIN, se cuenta con un centro de control moderno y

muchas empresas generadoras vienen implementando sistemas SCADA para mejorar la

coordinación de sus operaciones.


26

En cuanto a los sistemas de alumbrado público, se tiene un parque de luminarias en su gran

mayoría de vapor de sodio, en menor proporción las de vapor de mercurio y halogenuro

metálico. Asimismo, se prevé el empleo progresivo en el alumbrado público, sector comercial y

servicios de lámparas LEDs y de Inducción. En el sector industrial y comercial se viene

incorporando progresivamente el uso de motores de alta eficiencia, variadores de velocidad,

sistemas de control automático, lámparas de eficiencia mejorada (LED e Inducción) en

sustitución de lámparas de vapor de sodio y halogenuros metálicos. También se utilizan

sistemas de refrigeración y aire acondicionado con eficiencia mejorada. En el sector residencial

se utilizan diversos equipos de uso final como: refrigeradoras de eficiencia estándar en su gran

mayoría, lámparas (fluorescentes, incandescentes, LFC o ahorradoras, luz mixta y LED),

televisores (CRT, LCD, LED), lavadoras automáticas, termas eléctricas y hornos microondas,

entre otros.

Hidrocarburos El sector hidrocarburos ha tenido un periodo de expansión en los últimos 15 años, ello ha sido

consecuencia principalmente de los nuevos descubrimientos de gas natural y líquidos de gas

natural. El crecimiento del sector transporte está siendo impulsado la modernización y

ampliación de las refinerías existentes, se ha realizado adecuaciones tecnológicas en las

plantas a fin de cumplir con las normas ambientales emitidas en el año 2007, que consideraba

un porcentaje de 5 % de biodiesel en el Diesel y 7.8% de alcohol carburante (Etanol Anhidro

desnaturalizado) en las gasolinas a partir del 2010. Asimismo, se vienen realizando

modificaciones en los procesos a fin de obtener combustibles con menor contenido de azufre.

Por otro lado, se ha modernizado el transporte de combustible desde las plantas de

abastecimiento a las estaciones de servicio y grandes centros de consumo como son las

empresas mineras. También se ha dado cambios tecnológicos en las estaciones de servicio, con

sistemas de control electrónico para el despacho y la opción de convertirlos en grandes

cadenas de multiservicios, como una estrategia común de las grandes cadenas de empresas

petroleras multinacionales relacionada con fuertes inversiones.

En cuanto al desarrollo del gas natural, desde el año 2004 se dispone en Lima de este

energético que es extraído y transportado desde Camisea de los yacimientos San Martín y

Cashiari, en el Lote 88, ubicado en el departamento del Cusco hacia una planta de separación

de líquidos ubicada en Malvinas, a orillas del río Urubamba. En esta planta se separan el agua y

los hidrocarburos líquidos contenidos en el gas natural y se acondiciona éste último para ser

transportado por un gasoducto hasta el city gate en Lima, donde se filtra, mide y reduce su

presión para ser entregado al sistema de distribución; mientras que el gas excedente se

reinyecta a los reservorios productivos.

Actualmente está en proceso de desarrollo la ampliación del ducto principal de gas natural y el

gaseoducto del Sur. Asimismo, los líquidos del gas natural obtenidos en la planta de separación

son conducidos hasta la costa mediante un ducto de líquidos y recibidos en una planta ubicada

en Pisco, donde se fraccionan en productos de calidad comercial (GLP, gasolina y

condensados), y luego se despachan al mercado mediante buques o camiones cisternas. El uso

del gas natural se da principalmente en la generación de electricidad, transporte en la ciudad

de Lima, en el sector residencial (para cocción y calentamiento de agua) y en el sector

http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%ADo

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Provincia_de_Pisco

http://es.wikipedia.org/wiki/Barco


27

industrial. Actualmente, se viene implementando un plan para la masificación del gas natural

en Lima, Ica y el Sur del país.

4.4. Factores Socio – Ambientales Desde el punto de vista social en el subsector electricidad destaca el programa de

electrificación de zonas rurales ya que busca mejorar la calidad de vida de los habitantes de los

pueblos más alejados, desde el punto de vista ambiental se tiene que los beneficiados

disminuirán el uso de combustibles como el kerosene el cual empleaban para el encendido de

sus lámparas. Este programa de electrificación rural tiene por objetivo llegar en el presente

año a una cobertura del 92%. Por otro lado, con la finalidad de disminuir la cantidad de gases

de efecto invernadero causantes del cambio climático y mejorar la salud y calidad de vida de

los hogares con escasos recursos, el Ministerio de Energía y Minas está ejecutando desde el

2009 el programa de sustitución de cocinas domesticas a kerosene por cocinas a GLP y de

cocinas tradicionales a leña por cocinas mejoradas.

Las perspectivas que se tiene de las inversiones en el sector durante el periodo 2011 – 2016

son alentadoras, pero esto no podrá ser posible si no se llega a consensuar con la población

pues en los últimos años ésta ha percibido que sus intereses, objetivos, valores, creencias o

necesidades son contradictorios a los proyectos de inversión minero-energéticos.

4.5. Reflexiones del Equipo Nacional de Prospectiva de PlanCC En la Primera Reunión del Equipo Nacional de Prospectiva (ENPCC-01) del Proyecto PlanCC

(Planificación ante el Cambio Climático), el grupo de expertos sobre el sector energía identificó

como los principales factores de cambio (drivers) que podrían influir en el desempeño del

sector, desde el punto de vista económico, social, ambiental, de infraestructura y tecnología, y

contexto internacional, tanto al año 2021 como al 2050, los que se resumen a continuación:

A) Políticas y Metas Nacionales

/ Mayor legislación sobre actividades extractivas y su impacto y utilización de recursos

naturales. Esta legislación no debe ser vista por sub sectores, sino que debe estar

integrada bajo el marco general del sector energía.

/ La energía debe ser entendida como un bien público esencial, con todo el contenido que

conlleva este reconocimiento.

B) Contexto Internacional

/ La economía internacional se encuentra en crisis, lo que genera desconfianza en los

inversionistas quienes buscan zonas de inversión sin conflictos.

/ Integración Energética regional

/ Trade-off carbono y costos – Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL)

C) Factor Económico

/ Masificación del gas natural, evidenciado en muchos proyectos. Sin embargo se requiere

energía, lo que conlleva a la búsqueda de energía renovable.


28

/ Inversión en nuevas formas de energía.

D) Factor Social

/ Distinción en el cambio urbano y el rural.

E) Factor Ambiental

/ Búsqueda de Matriz energética auto sostenible, que conlleve a una seguridad

diversificada.

/ Educación en eficiencia energéticas y responsabilidad social

F) Infraestructura y tecnología

/ Curva de aprendizaje de energías renovables.

/ Gran desarrollo tecnológico para contrarrestar la escasez de agua, producto del cambio

climático.

/ Búsqueda de estabilidad de energía renovable.

5. Instituciones Estratégicas

Las principales instituciones que influyen en la toma de decisiones del sector energía se

describen a continuación:

Ministerio de Energía y Minas (MEM). Es la institución rectora del sector, cuenta con un Vice

Ministerio de Energía y tres Direcciones Generales (Electricidad, Hidrocarburos y Eficiencia

Energética), tiene entre sus funciones el otorgamiento de concesiones, la expedición de

normas técnicas, y desarrollo de actividades de promoción y prospectivas del sector eléctrico.

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Es un organismo

adscrito a la Presidencia del Consejo de Ministros, con plena autonomía. Tiene competencia

para supervisar y fiscalizar a las entidades que desarrollan actividades relacionadas con los

sectores de electricidad, hidrocarburos y minería, velando por la calidad y seguridad de los

servicios. Asimismo, OSINERGMIN regula las tarifas y fija los distintos precios regulados del

servicio eléctrico.

Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual (INDECOPI). Adscrito al

Ministerio de Industria y Turismo, goza de plena autonomía. Es el organismo encargado de

proteger de las prácticas monopólicas que resulten restrictivas de la competencia.

Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Institución creada por la LCE, con la

finalidad de coordinar la operación al mínimo costo de las centrales de generación y sistemas

de transmisión que se encuentren interconectadas.

PERUPETRO S.A. es la Agencia Nacional de Hidrocarburos, una Empresa Estatal de Derecho

Privado, que en representación del Estado Peruano, se encarga de promocionar, negociar,

suscribir y supervisar contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú.

En la Figura 1 del Anexo 1 se presenta la estructura institucional del sub sector eléctrico.


29

6. Vacíos de Información para el Análisis de Prospectiva

Energética

Para las proyecciones de la demanda y oferta de energía se requiere para el horizonte del

estudio definir las variables explicativas, información sobre los recursos de energía, las

características del mercado de energía, la oferta, tecnologías de uso de energía, el

establecimiento de escenarios y formulación de los planes.

/ Variables explicativas:

Proyecciones del PBI Nacional y por Sector (Conservador, Optimista, Pesimista).

Proyecciones del Precio Internacional del Petróleo (WTI11) y sus derivados.

Proyecciones del Precio del Gas (Henry Hub12).

Proyecciones del crecimiento poblacional (Nacional, por departamento, Urbano y Rural).

/ Estructura y características de los equipos de uso fina de energía

/ Composición y proyecciones del parque automotor

/ Información sobre los recursos de energía

/ Proyectos de generación, transporte, transmisión y distribución de energía

/ Propuesta de planes de energía y de opciones

/ Establecimiento de escenarios

/ Información económica de inversiones y de operación de los sistemas de energía.

/ Parámetros de emisiones de las diferentes tecnologías de energía que se encuentran en

operación y de las nuevas tecnologías

Entre las principales limitaciones y vacíos de información se pueden mencionar a las

siguientes:

/ No se tiene dispone de una metodología establecida para definir las proyecciones de las

variables explicativas, se realizan en base a supuestos planteados por los especialistas de

cada materia, por lo cual se requiere una etapa previa de consulta y definición de

supuestos, los cuales tienen una menor probabilidad de certeza cuanto mayor sea el

horizonte de proyección.

/ No se dispone de estadística de consumos de energía por sectores desagregada, las cifras

consignadas en los balances son estimaciones realizadas en base a encuestas no

actualizadas.

/ El balance de energía útil del sector energía data del año 1998.

/ El conocimiento de los recursos energéticos no es muy detallado.

11

West Texas Intermediate 12

El Henry Hub es el precio internacional en futuros contratos de gas natural para el mercado relevante NYMEX (New York Mercantile Exchange).

http://en.wikipedia.org/wiki/New_York_Mercantile_Exchange


30

7. Experiencias en el Uso de Modelos para la Prospectiva

Energética

7.1. Modelos Utilizados En los trabajo de planeamiento del sector energía en el país, se han utilizado y utilizan los

siguientes modelos:

Modelo LEAP LEAP es un modelo basado en la construcción de escenarios. Esta se realiza de manera tal que

los escenarios facilitan la realización de cálculos de ofertas y demandas energéticas, y la

evaluación de alternativas tecnológicas y de política. La única experiencia en el uso del Modelo

LEAP en el Perú data del año 2001, en donde se utilizó dentro del marco del “Estudio Integral

Energético de Perú” que fue realizado en ese entonces por la Oficina Técnica de Energía del

Ministerio de Energía y Minas.

SIMPLE E El Simple-E13es una herramienta de simulación econométrica integrada, que ayuda a la

preparación de datos y a las especificaciones de los modelos a utilizar. Los procesos de

simulación de regresión y pronóstico son automatizados. Esta metodología es aplicada por los

países miembros de la APEC14 para en el análisis de las perspectivas de sus sistemas de

energía. La experiencia en su uso en el Perú data del año 2011, en donde se utilizó dentro del

marco de la “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética Sostenible y

Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú” para el

MINEM, a cargo del Consorcio R. García Consultores S.A., Arcan Ingeniería y Construcciones

S.A. y Centro de Conservación de Energía y del Ambiente - CENERGIA

PERSEO Este modelo fue concebido con el objeto de resolver las limitaciones de otros modelos (JUNIN,

JUNRED y JUNTAR) utilizados para el cálculo de los precios de la energía en barra con

anterioridad a la existencia del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En este

sentido, fue orientado a resolver el problema del planeamiento de la operación de mediano

plazo; es decir, busca un plan óptimo que minimice el costo total de operación en bases

mensuales. El modelo se concibió bajo las características de: Multi–embalse, Multi–nodo y

Multi–escenario. Asociado al plan óptimo de operación se obtienen los costos marginales en

cada barra del sistema, los que finalmente se utilizan en la formación de la estructura de

precios. La experiencia en el uso del Modelo Perseo en el Perú data del año 2000, desde ese

año se viene utilizando en los procesos de “Fijación de Precios en Barra” que realiza

anualmente la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN.

13

Simple Econometric Simulation System. 14

Asia Pacific Economic Cooperation.


31

SUPER OLADE –BID Es un producto desarrollado por OLADE con el apoyo financiero del Banco Interamericano de

Desarrollo (BID). Modela la expansión de la generación y transmisión eléctrica de un sistema

hidrotérmico interconectado a mediano y largo plazo, optimizando el costo económico y

minimizando el riesgo energético calculando costos totales de inversión y operación, costos

operativos de las plantas térmicas, costos marginales de operación, balances de energía a nivel

anual y mensual, beneficios marginales de la generación térmica, intercambio de energía entre

sistemas interconectados entre otros. Proporciona criterios para la toma de decisiones, tanto

en el ámbito de desarrollo de proyectos como en la formulación de políticas referenciales y

normativas.

La experiencia más reciente en el uso del modelo SUPER OLADE data del año 2007 donde se

empleó en la elaboración del “Plan Referencial de Electricidad 2008 - 2017” realizado por la

Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.

TRADE OFF RISK Este modelo aplica el método de análisis de decisión bajo incertidumbres conocido como TO/R

(de sus siglas en inglés Trade Off/Risk). El proceso comienza con la formulación de futuros y

planes cada uno de los cuales en su conjunto conforman un escenario. Luego la metodología

evalúa los atributos de los planes para todos aquellos escenarios que tengan requerimientos

de variables disimiles y compara el comportamiento de cada plan frente a cada futuro. Este

modelo se viene empleando actualmente en la elaboración del “Plan de Transmisión 2013 –

2022” a cargo del COES.

7.2. Factibilidad de Empleo de Modelos para Estudios de Prospectiva Energética

La factibilidad del uso de modelos como el LEAP y MARKAL para el planeamiento energético

de largo plazo depende de la información disponible sobre las características de los equipos y

de consumo de los diferentes energéticos en todos los sectores. Prueba de ello es que la única

experiencia que se tiene en el uso del modelo LEAP ha empleado información de base del

balance de energía útil elaborado por el MEM el año 1998. Esta información ha quedado

desactualizada por el tiempo transcurrido y por los cambios de las tecnologías de los equipos

de consumo en los diversos sectores.

Recientemente con ocasión de la elaboración del estudio para la Nueva Matriz Energética

Sostenible (NUMES) para el MINEM, se ha formulado un modelo energético ambiental, que

incluye lo siguiente:

/ Elaboración de los balances de energía a nivel de uso final, para lo cual se realiza la

proyección de la demanda de energía utilizando el Simple E, se elaboran los balances de

oferta y demanda sectoriales de electricidad, hidrocarburos, carbón y biomasa: así como


32

las proyecciones de eficiencia energética, Todo ello considerando diversos escenarios para

el desarrollo del sector energía (futuros, planes y opciones), previamente establecidos.

/ Se elabora un modelo ambiental, para hacer una evaluación estratégica ambiental de las

diversas estrategias establecidas.

/ Se elabora un análisis para identificar los planes más robustos, utilizando los modelos de

minimización del máximo arrepentimiento (MINMAX) y de Trade Off.

/ Se realiza la evaluación estratégica ambiental de los planes robustos seleccionados.

Por lo antes mencionado y teniendo en cuenta que uno de los principales objetivos del

proyecto PlanCC es evaluar las medidas de mitigación, es de gran importancia que el modelo

empleado pueda incorporar las variaciones de la eficiencia por mejoras tecnológicas que se

producirán en el futuro; al respecto, se podría adoptar las siguientes opciones para el análisis

de prospectiva del sector energía:

a. Utilizar el modelo LEAP ó o el modelo MARKAL, ello implicaría realizar un trabajo

previo de búsqueda y actualización de información de base.

b. Utilizar la metodología utilizada en la elaboración de la NUMES.


33

8. Conclusiones y Recomendaciones

1) El Perú tiene una población cercana a los 30 millones de habitantes, cuenta con

abundantes recursos naturales y dispone de un alto potencial energético, debido a su variada geografía y clima. Por otro lado, mantiene una estabilidad macroeconómica desde hace varios años y su economía está en constante crecimiento.

2) El consumo de energía ha sido y es altamente dependiente de los hidrocarburos líquidos, a

partir del año 2004 con el ingreso al mercado del gas de Camisea, este viene penetrando en la generación eléctrica, y en los sectores industrial, transporte y residencial. La hidroenergía tiene una participación preponderante en la generación de electricidad, el empleo de la biomasa en particular la leña se ha reducido y el uso de carbón mineral no es muy significativo.

3) El sector energía cuenta con un marco institucional que se ha venido adecuando para

impulsar la ampliación de la infraestructura energética que requiere el desarrollo económico del país. De igual manera, dispone de un marco normativo y regulatorio que permite la apertura del sector a la iniciativa privada en las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización de los energéticos.

4) Si bien es cierto que los factores de carácter normativo y regulatorio, así como los

tecnológicos están contribuyendo al desarrollo del sector, particularmente en lo que corresponde a la implementación de proyectos de inversión están presentes problemas socioambientales que se deben resolver para promover las inversiones en infraestructura energética.

5) Las limitaciones y vacíos de información para emprender un estudio de prospectiva son la

falta de estadísticas de consumos de energía por sectores desagregada, las cifras consignadas en los balances son estimaciones realizadas en base a encuestas no actualizadas, por otra parte no está actualizado el balance nacional de energía útil y el conocimiento de los recursos energéticos no es muy detallado.

6) Existe en el país experiencia en la aplicación de modelos para el planeamiento energético,

particularmente para el planeamiento del sector eléctrico y estudios periódicos para la fijación de tarifas de energía, como el PERSEO y SUPER OLADE. La única experiencia en el uso del Modelo LEAP en el Perú data del año 2001, en donde se utilizó dentro del marco del “Estudio Integral Energético de Perú” que fue realizado por el Ministerio de Energía y Minas.

7) Es importante señalar que los modelos de planeamiento energético como el MARKAL o LEAP necesitan una base de información muy detallada, que no se encuentra disponible; por lo tanto para su aplicación se debería considerar mayores recursos y tiempo.


34

9. Referencias bibliográficas consultadas

1. Comité de Operación Económica del Sistema [COES, 2012]. Plan de Transmisión 2012-

2021. [En línea] Disponible en: http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/infoperativa/estudios/ppt/default.aspx

2. Instituto Nacional de Estadística e Informática [INEI, 2011]. Perú: Población Total Estimada

y Proyectada, Según Años Calendarios: 1990-2050. 3. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2010a]. Balance Nacional de Energía 2010. [En línea]

Disponible en: http://www.minem.gob.pe/publicacion.php?idSector=12&idPublicacion=418

4. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2010b]. Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER)

Periodo 2011 - 2020. [En línea] Disponible en: http://www.minem.gob.pe/publicacion.php?idSector=12&idPublicacion=418

5. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2011a]. Dirección General de Electricidad – Boletines

Estadísticos. 6. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2011b]. Evaluación Preliminar del Potencial

Hidroeléctrico HIDROGIS – Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú. [En línea] Disponible en: http://sigfoner.minem.gob.pe/hidro/Site/hgis/atlas.html

7. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2011c]. Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía

Geotérmica en Perú. 8. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2012]. Nueva Matriz Energética Sostenible y

Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación. [En línea] Disponible en: http://www.minem.gob.pe/publicacion.php?idSector=12&idPublicacion=424

9. Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2012b]. Autorizaciones para Desarrollar Actividades

de Exploración Geotérmica. [En línea] Disponible en: http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/GEOTER-12-04-2012.pdf

10. Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo [MINTRA, 2010]. Perú: Indicadores

Socioeconómicos y Laborales. [En línea] Disponible en: http://www.mintra.gob.pe/PERUINFOMIGRA/pdf/indicadores_socioeconomicos.pdf

http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/infoperativa/estudios/ppt/default.aspx

http://www.minem.gob.pe/publicacion.php?idSector=12&idPublicacion=418


http://sigfoner.minem.gob.pe/hidro/Site/hgis/atlas.html


http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/GEOTER-12-04-2012.pdf

http://www.mintra.gob.pe/PERUINFOMIGRA/pdf/indicadores_socioeconomicos.pdf


35

ANEXO 1

TABLAS Y FIGURAS


36

Tabla A1. Proyectos Geotérmicos posibles para el desarrollo de Generación Eléctrica

Nombre de Central Geotérmica

Ubicación Potencia Instalada

(MW)

Ancoccollo Tacna 90

Cailloma Arequipa 5

Calacoa-Putina Moquegua 100

Ccollo/Titire Moquegua 35

Chancos Ancash 5

Chivay – Pinchollo Arequipa 150

Chungara-Kallapuma Tacna 75

Crucero Puno 70

Jesús María Moquegua 10

Pinaya Puno 35

Puquio Ayacucho 30

Tutupaca Tacna 105

Ulucam Moquegua 25

Fuente: Ministerio de Energía y Minas – [MEM, 2011c]

Tabla A2. Proyectos de Generación Eléctrica en Construcción Adjudicados PROINVERSION

Proyecto Empresa Potencia Efectiva (MW)

Fecha de Contrato

Fecha Puesta en Operación

CH. Santa Teresa Luz del Sur S.A.A. 91 23/02/2011 2 014

CH Chéves SN Power 168 12/10/2009 2 014

CH Pucará EGECUSCO - Graña&Montero

60 13/05/2011 2 016

CH Chaglla Kallpa Generación 284 13/05/2011 2 016

CH Cerro Del Águila ODEBRECH 200 13/05/2011 2 016

Reserva Fría-Planta Talara EEPSA 200 08/01/2011 2 014

Reserva Fría-Planta Ilo ENERSUR 400 20/01/2011 2 014

Reserva Fría-Planta Eten Cobra-Enersa 200 En Proceso 2 014

Reserva Fría-Planta Iquitos - 200 En Proceso 2 014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - [MEM, 2012].


37

Tabla A3. Proyectos de Transmisión en Construcción adjudicados PROINVERSION

Línea de Transmisión Tensión

(kV) Longitud

(km) Empresa

Adjudicada

Monto Ofertado

(MM US$)

Fecha del Contrato

Puesta en Operación

Ampliación

LT Chilca-La Planicie-Zapallal 220 94 ISA 52.2

08/05/2010 08/10/2010

LT Chilca-Zapallal 500 94 08/03/2011

LT Carhuamayo -Paragsha - Conococha

220 671 ABENGOA 106.1 22/11/2010 - Huallauca-Cajamarca

LT Cerro Corona-Carhuaquero

LT Independencia-Ica (Doble circuito)

220 55 ISA 9.1 21/04/2011

LT Mantaro-Caravelí-Montalvo 500 742 ISONOR 181.0

22/02/2011 22/08/2012

LT MachuPicchu-Cotaruse (*) 220 204 Transmisión 22/02/2011 22/08/2012

LT Zapallal-Chimbote-Trujillo 500 530 ISA 167.5 18/08/2012

LT Chilcaa-Marcona-Ocoña-Montalvo

500 872 ASA

Iberoamérica 2,913 30/06/2013

LT Tintaya-Socabaya 220 207 Consorcio

REI-AC Capitales

80.0 30/03/2013

LT Piura-Talara (2do circuito) 220 103 ISA 16.0 26/08/2012

LT Pomacocha-Carhuamayo 220 110 ISA 17.0 27/08/2012

LT MachuPicchu-Abancay-Cotaruse

220 204 En proceso por definir

LT Trujillo-Chiclayo 50 203 En proceso por definir

LT Cajamarca Norte-Caclíc-Moyobamba

220 285 En proceso por definir

Fuente: Ministerio de Energía y Minas – [MEM, 2012]

Tabla A4. Inversiones Acumuladas 2011-2020 del Plan Nacional de Electrificación Rural

N° PROYECTO PERIODO 2011-2020 (Millones de

Dólares)

I. INVERSIONES

1 Líneas de Transmisión 29.9

2 Sistemas Eléctricos Rurales 328.4

3 Centrales Hidroeléctricas 34

4 Módulos Fotovoltaicos 121.7

5 Centrales Eólicas 33.2

6 Obras Empresas Eléctricas 323,0

7 Total Inversiones 2,226.2

II. METAS

1 Población Beneficiada Habitantes 7,222,742

Fuente: Ministerio de Energía y Minas [MEM, 2012b].


38

Tabla A5. Proyectos Eólicos, Solares y de Biomasa Adjudicados en las Subastas RER

Empresa Nombre de Central Ubicación Potencia

Instalada (MW)

Fecha de Inicio de

Operación

Proyectos Eólicos

Energía Eólica S.A. Cupisnique La Libertad 80 26/10/2012

Energía Eólica S.A. Talara Piura 30 19/12/2012

Consorcio Cobra S.A. - Perú Energías Renovables

Marcona Ica 32 01/12/2012

Consorcio Tres Hermanas Tres Hermanas Marcona 90 21/12/2014

Proyectos Solares

GTS Repartición S.A.C. Repartición Solar 20T

Arequipa 20 30/06/2012

GTS Majes S.A.C. Majes Solar 20T Arequipa 20 30/06/2012

Consorcio Panamericana Solar 20TS Solarpack Corporación Technology S.L.

Panamericana Solar 20TS

Moquegua 20 31/12/2012

Consorcio Panamericana Solar 20TS Solarpack Corporación Technology S.L.

Marcona Moquegua 20 30/06/2012

Consorcio Panamericana Solar 20TS

Moquegua FV Moquegua 16 31/12/2014

Proyectos de Biomasa

Agro Industrial Paramonga Paramonga Lima 23 31/03/2010

Petramas S.A.C. Huaycoloro Lima 4,4 01/07/2011

Consorcio Energía Limpia La Gringa V Lima 2 31/07/2014

Fuente: Elaboración propia a partir de Información de OSINERGMIN.

Tabla A6. Proyectos Eólicos con Concesión Temporal

Empresa Nombre de Central Eólica Departamento

Norwind S.A.C El Tunal Piura

HuayraKallpa S.A.C. Bella Unión Arequipa

HuayraKallpa S.A.C. Pampa Porosa Ica

HuayraKallpa S.A.C. Punta Balcones Piura

HuayraKallpa S.A.C. Tres Hermanas Ica y Arequipa

Energía Eólica S.A. Parque Talara Piura

Energía Eólica S.A. Parque Las Lomas Lima

Energía Eólica S.A. Parque Ilo Moquegua

Gaz&L’Energie S.A.C. Parque Negritos – La Brea Piura

Gaz&L’Energie S.A.C. Parque Yacila – Islilla Piura

Generalima S.A.C. Piura - Paita Lote 1 Piura

Generalima S.A.C. Balneario Punta Balcones Piura

Generalima S.A.C. Yacila Piura


39

Empresa Nombre de Central Eólica Departamento

Generalima S.A.C. Piura - Paita Lote 2 Piura

Generalima S.A.C. San Pedro Piura

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Bayovar 1 Piura

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Bayovar 2 Piura

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Huacho Lima

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Lambayeque Lambayeque

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Lomitas 1 Ica

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Lomitas 2 Ica

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Máncora Tumbes y Piura

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Nuevo Chimbote Ancash

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Lobitos Piura

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Magdalena de Cao La Libertad

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque San Andrés Ica

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque San Juan Ica y Arequipa

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Miramar de Santa María Arequipa

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Icla Moquegua y Tacna

Iberoperuana Inversiones S.A.C. Parque Tacna Tacna

Perú Energía Renovable S.A. Talara Piura

Perú Energía Renovable S.A. Ilo 1 Moquegua

Petrolera Monterrico S.A La Brea Piura

Petrolera Monterrico S.A Malabrigo La Libertad

Inversiones Troy S.A.C Yauca Arequipa

Soleol S.AC. Casma Ancash

Soleol S.AC. Huacho Lima

Soleol S.AC. Pacasmayo La Libertad

Soleol S.AC. San Pedro de Lloc La Libertad

Soleol S.AC. Poroma Ica

Sowitec Energías Renovables de Perú S.A.C.

Parque Lagunitos Piura


Parque Pampa Alta Moquegua


Matacaballo Ancash

Fuente: Elaboración propia a partir de información del MEM y OSINERGMIN

Tabla A7. Proyectos Solares Identificados Postores de las Subastas RER

Empresa Nombre de Central Eólica Ubicación Potencia Instalada

(MW)

Energía Alternativa Solar S.A. Central Solar Fotovoltaica

Arequipa Arequipa 20,0

Consorcio Green Tech Perú Green-Tech 1 Moquegua 3,0






40



Consorcio Green Tech Perú Groen-Tech 8 Moquegua 3,0

Consorcio Energía Integral Andina Inca Solar Moquegua 4,0

Consorcio Celeo-Intec Marcona Fotovoltaica del Perú Ica 20,0

Sunedison Perú Monquegua SoLar 1 Moquegua 17,8

Wínd & Alternative Energy, • W&AE Plan Solar Piura Piura 1,0

Solaring - Gage S.A. Planta Solar Fotovoltaica

Repartición l Arequipa 20,0

Wínd & Alternative Energy, • W&AE Solar Inclan Tacna 20,0

Solarpack Corporación Technology S.L.

Tacna Solar 3 Tacna 3,5

Grupo T Solar Global S.A. Tsolar La Joya 20 Arequipa 20,0

Fuente: Elaboración propia a partir de Información del OSINERGMIN

Tabla A8. Proyectos de Biomasa Identificados Postores de las Subastas RER

Empresa Nombre de Central a

Biomasa Ubicación

Potencia Instalada

(MW)

Bioenergía del Chira S.A. Caña Brava(*) Piura 12

Consorcio de Generación Eléctrica del Norte Cartavio Trujillo 31,0

Consorcio de Generación Eléctrica del Norte Casa grande Trujillo 30,0

Empresa de Generación Hidroeléctrica del Chancay S.A.C.

Lambayeque Chiclayo 1,5

Maple Biocombustible S.R.L. Maple Biocombustibles Piura 37,5

Consorcio de generación eléctrica del norte San Jacinto Chimbote 17,0

(*) La central Caña Brava se encuentra en funcionamiento (aunque sin utilizar todavía la totalidad de su capacidad).

Fuente: Elaboración propia a partir de Información del OSINERGMIN.


41

Tabla A9. Autorizaciones para Desarrollar Actividades de Exploración Geotérmica

Empresa Nombre de

Central Geotérmica

Ubicación Fecha de Finalización

de Actividades

Eco Energy S.A.C. Pinaya I Puno 05/02/2014

Eco Energy S.A.C. Pinaya II Puno 24/01/2014

Eco Energy S.A.C. Geronta II Ayacucho 20/05/2014

Eco Energy S.A.C. Umacusiri II Ayacucho 20/05/2014

Eco Energy S.A.C. Umacusiri I Ayacucho 20/05/2014

Eco Energy S.A.C. Geronta I Ayacucho 20/05/2014

Eco Energy S.A.C. Pinaya III Puno 20/05/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Panejo Moquegua 15/09/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A Sara sara Ayacucho y Arequipa 15/09/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Loriscota ArequipaPuno 16/03/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Crucero Moquegua y Puno 16/03/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Pasto Tacna y Moquegua 16/07/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Atarani Tacna y Moquegua 23/09/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Tutupaca norte Tacna 30/11/2014

Hot Rock Perú S.A. Turu Arequipa y Cusco 06/12/2014

Andes Power Perú S.A.C. Tutupaca Tacna 19/03/2014

Hot Rock Perú S.A. Rupha Ancash 13/02/2014

Hot Rock Perú S.A. Quellaapacheta Moquegua 07/04/2014

Hot Rock Perú S.A. Chocopata Puno 19/03/2014

Magma Energía Geotérmica Perú S.A. Suche Tacna y Moquegua 31/11/2014

Hot Rock Perú S.A. Turu Arequipa yCusco 03/12/2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas – [MEM, 2012b]


42

Tabla A10. Proyección de la Demanda de los Proyectos Mineros

Principales Proyectos 2012 2013 2014 2015 2016

MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh

Antapacay 90 278 90 724 90 725 90 725 90 725

Ampliación Cemento Andino 18 111 18 126 18 126 18 126 18 126

Marcobre (Mina Justa)

5 44 70 377 70 613 70 613

Ampliación Cerro Lindo 10 83 10 83 10 83 10 83 10 83

2da Ampliación de Aceros Arequipa

20 173 20 219 30 263 40 620 40 620

Pachapaqui 4 3 4 35 8 69 12 104 12 104

Toromocho 10 33 120 339 160 1,175 160 1,266 160 1,266

Amp. Concentradora Toquepala y Cuajone

8 60 8 60 44 360 44 360 44 360

Ampliación Cementos Lima 28 169 28 169 28 169 28 169 28 169

Amplaición Antamina 45 349 45 396 45 396 45 396 149 1,175

Las Bambas (Apurimac)

7 25 61 211 147 1,120 147 1,120

Shahuindo

10 74 10 74 40 298 40 298

El Brocal (Colquijirca)

10 82 10 82 10 82 10 82

Bayovar

13 82 13 82 13 82 13 82

Proyecto Tía María

10 84 10 84 152 1,544

Ampliación Quimpac (Oquendo)

26 156 26 226 26 207 26 207

Constancia

23 164 90 657 90 657

Ampliación Cementos Pacasmayo

28 169 28 169 28 169

Minas Conga

25 210 25 210 144 1,100

Ampliación Cerro Verde

100 338 440 3,497 440 3,497

Ampliación Shougang Hierro Perú

126 351 118 868 118 868

Mina Chapi

7 55 26 221

Chucapaca – Cañahuire

9 72 35 287

Pukaqaqa (Milpo)

10 87 40 248

Quellaveco

10 89 114 808

Hilarión

6 52

Quechua

19 140

Galeno

30 237

Zona Norte 0 0 23 156 76 536 106 759 255 1,886

Zona Centro 135 922 286 1,649 531 3,317 547 4,620 687 5,712

Zona Sur 98 338 105 809 328 1,883 847 6,660 1,157 9,360

Total Proyectos 233 1,260 414 2,614 934 5,736 1,499 12,040 2,098 16,958

Fuente: Comité de Operación Económica del Sistema – [COES, 2012]


43

Figura 1. Estructura Institucional del Sector Eléctrico

Fuente: OSINERGMIN.

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Documents

Estado de Situación del Sector Energía - cmm.org.pe · consecuencia del impacto negativo de la crisis económica internacional, [MINTRA, 2010] (Ver Gráfico 1). Se puede destacar