Project no. EIE/05/141/SI2.420262

ANDENERGY

ANDEAN ENERGY HUB Intelligent Energy – Europe (IEE) Type of action: Type 1 Key action: VKA11, VKA12

DELIVERABLE N 3 Dotación Energética Conversión y Distribución

WORK PACKAGE N 4 Periodo considerado: de Enero 2006 a Diciembre 2006 Fecha límite: febrero 2007 Fecha de inicio del Proyecto: 1 Enero 2006 Duración: 2 años Fecha final del proyecto: 31 Diciembre 2007 Líder / Responsable del Work Package: ENERGY / Martín Flores Organización: SECCIÓN ENERGÍA UNIVERSIDAD DE PIURA Email: martflores@gmail.com Telefono: +5173 284500 Otros participantes:

ESPOL Escuela Superior Politecnica del Litoral, Ecuador CIRPS Centro Interuniversitario per lo Sviluppo Sostenibile, Italia

Deliverable 3

ÍNDICE LISTA DE TABLAS ....................................................................................................................................... 3 LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................................................... 4 ABREVIACIONES Y ACRÓNIMOS ........................................................................................................... 6 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 8

1.1. OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 9 1.2. METODOLOGÍA................................................................................................................................ 9

2. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA.................................................... 10 2.1. FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA EN EL PERÚ ................................................................................ 10

2.1.1. Reservas de Energía en el Perú............................................................................................... 10 2.1.1.1. Petróleo ......................................................................................................................................... 10 2.1.1.2. Gas Natural ................................................................................................................................... 11 2.1.1.3. Antracita (Carbón Mineral) ........................................................................................................... 11 2.1.1.4. Uranio ........................................................................................................................................... 11

2.1.2. Producción de Energía Primaria ............................................................................................ 11 2.1.3. Importación y Exportación de Energía Primaria.................................................................... 12 2.1.4. Análisis de datos...................................................................................................................... 14

2.1.4.1. Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria .............................................................. 14 2.1.4.2. Relación entre producción y reservas............................................................................................ 15 2.1.4.3. Intensidad de energía primaria ...................................................................................................... 16 2.1.4.4. Elasticidad del Consumo de Energía Primaria .............................................................................. 16 2.1.4.5. Consumo de Energía Primaria per cápita ...................................................................................... 17 2.1.4.6. Consumo interno de energía primaria ........................................................................................... 18

2.2. FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA EN ECUADOR............................................................................. 18 2.2.1. Reservas y producción............................................................................................................. 19

2.2.1.1. Extracción (petróleo, gas natural).................................................................................................. 19 2.2.1.2. Reservas Nacionales...................................................................................................................... 20 2.2.1.3. Producción .................................................................................................................................... 20 2.2.1.4. Importación y exportación ............................................................................................................ 21 2.2.1.5. Precio medio en el mercado .......................................................................................................... 23 2.2.1.6. Costos principales ......................................................................................................................... 23

2.2.2. Análisis de datos...................................................................................................................... 25 2.2.2.1. Diversificación de energía primaria .............................................................................................. 25 2.2.2.2. Propiedad de energía primaria (% de recursos nacionales) ........................................................... 25 2.2.2.3. Relación entre producción y reservas............................................................................................ 25 2.2.2.4. Intensidad de energía primaria ...................................................................................................... 25 2.2.2.5. Producción per capita .................................................................................................................... 26 2.2.2.6. Consumo de energía interna primaria............................................................................................ 26 2.2.2.7. Emisión de CO2 equivalente en la extracción, producción y transporte de energía primaria........ 27

3. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA.............................................. 28 3.1. FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA (PERÚ) .................................................................................. 28

3.1.1. Producción .............................................................................................................................. 28 3.1.2. Importación y Exportación ...................................................................................................... 29 3.1.3. Precio medio en el mercado .................................................................................................... 30 3.1.4. Costos principales ................................................................................................................... 31 3.1.5. Análisis de los datos ................................................................................................................ 32

3.1.5.1. Diversificación de la Energía Secundaria...................................................................................... 32 3.1.5.2. Intensidad de Energía Secundaria ................................................................................................. 32 3.1.5.3. Elasticidad de Energía Secundaria ................................................................................................ 33 3.1.5.4. Emisión de CO2 equivalente en energía secundaria...................................................................... 33

3.2. FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA (ECUADOR) ........................................................................... 34 3.2.1. Producción .............................................................................................................................. 35 3.2.2. Distribución............................................................................................................................. 36 3.2.3. Importación y exportación....................................................................................................... 36 3.2.4. Precio medio en el mercado .................................................................................................... 37 3.2.5. Principales costos.................................................................................................................... 39

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Deliverable 3

3.2.6. Análisis de datos...................................................................................................................... 40 3.2.6.1. Diversificación de energía secundaria........................................................................................... 40 3.2.6.2. Propiedad de energía secundaria (% de recursos naturales) .......................................................... 41 3.2.6.3. Consumo de energía por sector ..................................................................................................... 41

4. IDENTIFICACIÓN DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLE .......... 44 4.1. ENERGÍAS RENOVABLES (PERÚ).................................................................................................... 44

4.1.1. Hidroelectricidad..................................................................................................................... 44 4.1.2. Eólica....................................................................................................................................... 46 4.1.3. Geotérmica .............................................................................................................................. 47 4.1.4. Solar ........................................................................................................................................ 48 4.1.5. Solar térmica ........................................................................................................................... 49 4.1.6. Solar Fotovoltaica ................................................................................................................... 50 4.1.7. Biomasa ................................................................................................................................... 52

4.2. ENERGÍAS RENOVABLES (ECUADOR) ............................................................................................ 53 4.2.1. Hidráulica................................................................................................................................ 53 4.2.2. Eólica....................................................................................................................................... 53 4.2.3. Geotérmica .............................................................................................................................. 53 4.2.4. Solar (térmica y fotovoltaica).................................................................................................. 53 4.2.5. Biomasa ................................................................................................................................... 53 4.2.6. Energía de olas marinas.......................................................................................................... 54

5. IDENTIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS PRINCIPALES ................................................... 55 5.1. IDENTIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS PRINCIPALES (PERÚ) ........................................................ 55

5.1.1. Tecnologías para combustibles fósiles .................................................................................... 55 5.1.1.1. Motor de combustión interna ........................................................................................................ 55 5.1.1.2. Turbina a gas................................................................................................................................. 56 5.1.1.3. Turbina de vapor ........................................................................................................................... 56 5.1.1.4. Ciclos combinados ........................................................................................................................ 57 5.1.1.5. Costos de producción de las centrales de generación .................................................................... 57

5.1.2. Tecnologías para energía renovable ....................................................................................... 58 5.1.2.1. Fotovoltaica................................................................................................................................... 58 5.1.2.2. Hidroeléctrica................................................................................................................................ 59 5.1.2.3. Geotérmica.................................................................................................................................... 60 5.1.2.4. Biomasa......................................................................................................................................... 61

5.2. IDENTIFICACIÓN DE LAS PRINCIPALES TECNOLOGÍAS (ECUADOR)................................................. 61 1.2.1. Tecnologías para combustibles fósiles. ................................................................................... 61 1.2.2. Tecnologías para energías renovables. ................................................................................... 62

1.2.2.1. Solar térmica ................................................................................................................................. 62 1.2.2.2. Fotovoltaica................................................................................................................................... 62 1.2.2.3. Aerogeneradores ........................................................................................................................... 62 1.2.2.4. Hidroeléctrica................................................................................................................................ 63 1.2.2.5. Geotermoeléctrica ......................................................................................................................... 63 1.2.2.6. Biomasa......................................................................................................................................... 63

CONCLUSIONES......................................................................................................................................... 64 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................................ 65

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Deliverable 3

LISTA DE TABLAS Tabla 1: Reservas Probadas de Energía en el Perú (1990 -2005)

Tabla 2: Relación Reservas/Producción

Tabla 3: Valor agregado en la extracción de petróleo y gas natural en la economía año 2004

Tabla 4: Producción de petróleo

Tabla 5: Producción fiscalizada de gas natural

Tabla 6: Exportación y Variación del precio del petróleo 1996-2005

Tabla 7: Costos Unitarios de la Filial Petroproducción (Dólares/barril)

Tabla 8: Estructura de precios de combustibles (nuevos soles diciembre 2006)

Tabla 9: Precios medios de la energía eléctrica según opción tarifaria a junio 2006

Tabla 10: Pliegos tarifarios máximos por consumo de gas natural

Tabla 11: Producción bruta de productos derivados del petróleo (en Barriles).

Tabla 12: Importación de electricidad en el Ecuador 1990-2005

Tabla 13: Tarifa de energía eléctrica promedio en el Ecuador

Tabla 14: Precios medios de la energía eléctrica en el Ecuador, período 1995-2005

Tabla 15: Precios de venta de Derivados en Ecuador

Tabla 16: Costo Total/Barril de los Derivados de petróleo en Ecuador (año 2004)

Tabla 17: Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables en el Perú

Tabla 18: Grupos Diesel instalados en Lima y Callao

Tabla 19: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean grupos Diesel

Tabla 20: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean turbina a gas

Tabla 21: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean turbina de vapor

Tabla 22: Características Generales de la central de ciclo combinado Ventanilla

Tabla 23: Tecnologías de energía renovable

Tabla 24: Sistema fotovoltaico: análisis económico-financiero

Tabla 25: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: análisis económico-financiero

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Deliverable 3

LISTA DE FIGURAS Figura 1: Producción de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 2: Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de Energía Primaria y Energía Primaria Comercial en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 3: Importación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 4: Importación de Energía Primaria por tipo de Energético en el Perú, 1990-2005

Figura 5: Exportación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 6: Balanza Comercial del Petróleo en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 7: Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú, 1990-2005

Figura 8: Intensidad de Energía Primaria en el Perú, periodo 1971-2005

Figura 9: Elasticidad del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú, periodo 1971-2005

Figura 10: Energía primaria per cápita en el Perú, periodo 1970-2005

Figura 11: Consumo Interno de Energía primaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 12: Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (1000 TJ)

Figura 13: Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (kBep)

Figura 14: Evolución de ingreso por exportaciones de crudo

Figura 15: Exportaciones directas de petróleo crudo por países 2004

Figura 16: Composición de costos unitarios de Petroproducción

Figura 17: SOTE: composición de costos unitarios

Figura 18: Intensidad de Energía Primaria (1990-2004)

Figura 19: Energía primaria per capita

Figura 20: Consumo de energía interna (x 1000 TJ)

Figura 21: Consumo de energía per cápita (GJ/hab) 1994-2004

Figura 22: Producción de Energía secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 23: Producción de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 24: Importación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 25: Importación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 26: Exportación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 27: Exportación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 28: Diversificación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 29: Intensidad de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

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Deliverable 3

Figura 30: Elasticidad del Consumo Final de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005

Figura 31: Evolución de emisiones de CO2 generadas por la energía comercial

Figura 32: Evolución de las emisiones de CO2 por sectores económicos

Figura 33: Balance de energía secundaria 1990-2004

Figura 34: Composición de costos unitarios de Petroindustrial

Figura 35: Uso de energía en el sector industrial

Figura 36: Evolución de energía en el sector residencial

Figura 37: Evolución del uso de energía en el sector comercial, servicios y sectores públicos

Figura 38: Evolución del uso de energía en la agricultura, pesca y minería

Figura 39: Evolución del uso de energía en el sector del transporte

Figura 40: Potencia Instalada en 2005, según su origen

Figura 41: Producción de Energía Eléctrica en 2005, según su origen

Figura 42: Potencia instalada y número de MCHs instaladas por Departamento

Figura 43: Mapa de Regiones Geotérmicas de mayor interés en el Perú

Figura 44: Promedio anual de la Irradiación diaria (1975-1990)

Figura 45: Potencia Instalada (kWp) y número de sistemas fotovoltaicos en el Perú

Figura 46: Potencial Bioenergético en el Perú

Figura 47: Costos para Generar Electricidad, según tipo de tecnología y combustible empleado

Figura 48: TIRE vs. factor de carga anual

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Deliverable 3

ABREVIACIONES Y ACRÓNIMOS ADINELSA Oficina de Administración de Infraestructura Eléctrica

API American Petroleum Institute

BCRP Banco Central de Reserva del Peru

CDCF Fondos comunitarios para e desarrollo de Carbón

CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe

CENERGIA Centrp de la Conservación de la Energía

CER-UNI Centro de Energía Renovables, Universidad Nacional de Ingeniería

COES-SEIN Comité de Operación Económica del Sistema–. COES – del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN

CORPAC Corporación Peruana de Aeropuertos y Aviación Comercial

DEP Dirección General de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas

DGE Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas

TIR Tasa de Retorno

FONER Fondo Rural de Electrificación

GTZ Agencia de Cooperación Alemana

GEF Fondos ambientales mundiales

IAEA Agencia Internacional de Energía Atómica

IDEE/FB Instituto de Energía Económica de la Fundación Bariloche

ITINTEC Instituto de Tecnología Industrial y normas técnicas del Perú

ITDG Intermediate Technology Development Group

MEF Ministerio de Economía y Finanzas

MEM Ministerio de Energía y Minas

MHPs Microcentrales hidroeléctricas

GN Gas Natural

ONGs Organizaciones No Gubernamentales

GNV Gas Natural para Vehículos

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

OSINERG Organismo de Supervisión de Inversiones en en el Sector Energético

PCF Fondos para prototipos en sector Cabón

PPA Acuerdos de Compra de Energía

PV Fotovoltaico

SIEN Sistema Interconectado Eléctrico Nacional

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Deliverable 3

SENAMHI Servicios Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú

SFD Sistema Solar Doméstico

SIEE Sistema de Información Economía Energética

PNUD Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo

WEA Organismo de Evaluación Mundial de Energía

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Deliverable 3

1. Introducción Uno de los objetivos del proyecto ANDENERGY es evaluar los recursos energéticos disponibles y su distribución, así como los sistemas de conversión utilizados. Esta información resulta relevante para poder conocer la tendencia de aumento o agotamiento de los recursos energéticos, convencionales y renovables, que junto a las estrategias de las políticas energéticas, darán como resultado el direccionamiento de su utilización y como podrían ser dirigidos a satisfacer las necesidades de las zonas con mayor pobreza eléctrica. En el Perú y en Ecuador, la base de la economía energética está centrada en la producción de petróleo y gas natural, en yacimientos situados en la selva amazónica y en el caso Perú tanto en la costa (on shore) como en el zócalo continental (off shore). La características del petróleo extraído en Perú son de medios a pesados en cuanto a su API (32 a 16 API), por lo cual mayormente su destino es la exportación a los mercados norteamericano y mexicano (donde su uso es plantas térmicas y sistemas de calefacción). Por lo cual el Perú resulta ser un importador de petróleo ligero, mayormente del Ecuador y de Venezuela. Para el caso del Ecuador, la variedad de las calidades de su petróleo le permite satisfacer sus necesidades internas y tener el plus de exportación. Ecuador dispone de reservas probadas y en explotación de gran magnitud, por lo cual puede considerarse un país que satisface de gran manera sus necesidades, de gasolinas ligeras principalmente. Pero si, es de recalcar, resulta importador de GLP y diesel para su mercado interno. En cuanto al gas natural, en el caso del Perú, la puesta en operación del Proyecto Gas de Camisea (Selva del Cuzco) desde hace dos años, ha establecido un nuevo orden en la matriz energética, con el objetivo de la reconversión de la industria, totalmente dependiente del petróleo y sus derivados, al energético GN mucho más eficiente. Están en marcha programas de implementación de gas para la industria (las cerámicas y agroindustriales), el GNV (gas vehicular) y la distribución de gas doméstico. Por ahora la penetración del gas es relativamente lento, debido a la natural inercia al cambio y a los altos costos de la reconversión; pero se espera un despegue en los próximos dos años. En la zona de Camisea se han detectado un mínimo de dos yacimientos adicionales de gas natural, los cuales están siendo licitados para su explotación y podrían entrar en operación en tres años; los planes a medio plazo es la integración del circuito gasífero a nivel latinoamericano (Bolivia, Brasil, Argentina) para satisfacer el mercado nacional (principalmente el sur del país) y el gran mercado chileno (cuyo norte está en un intenso proceso de industrialización). Se encuentran diferencias en la matriz energética de cada uno de los países, que vienen fomentadas por las diversas políticas de regulaciones y subsidios. Mientras en Perú, el mercado es libre (oferta y demanda), en Ecuador todavía existe un nivel de subsidio para los derivados del petróleo, con lo cual, el consumo está concentrado en esa dirección. El principal energético en el Perú y el Ecuador resulta ser el hídrico, del cual el Perú depende eléctricamente casi un 50%. Aún así, según estudios que datan de 30 años, por ahora no se ha explotado ni el 25% del potencial hidro energético, distribuido en la sierra y montaña del Perú. Igualmente, saltos hídricos de mediana y pequeña potencialidad (menores de 500 kW) están disponibles en amplias zonas del Perú, y sólo han sido aprovechados en forma aislada por municipios y entidades privadas de promoción (ONG´s).

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Deliverable 3

Respecto a otro energético como el carbón, se mostrará que, aun teniendo importantes reservas probadas en La Libertad (antracita, bituminoso), la explotación es a nivel artesanal y somos importadores netos (de Colombia e Indonesia) para la industria del cemento y la generación de energía en la Termoeléctrica de Ilo (sur del país). Los recursos renovables en Perú y Ecuador han sido poco estudiados y valorados, mayormente ejecutados a nivel piloto, por lo que resulta escasa la información disponible, y lo que se hará es un análisis de las posibilidades futuras. Aunque las aplicaciones de la energía solar tienen un presente y futuro promisorio, se debe recalcar que las iniciativas, por ahora sólo en electrificación rural asilada, son de poca escala y no influyen fuertemente en el balance energético ni el índice de electrificación. Otros recursos menos estudiados pero presumiblemente importantes son la energía eólica y la biomasa, de la cual no existe un mapeo de su potencialidad y distribución.

1.1. Objetivos Los objetivos del presente Deliverable es el de evaluar en forma cualitativa y cuantitativa, cuando sea posible, los recursos energéticos en Perú y Ecuador. Incluye los recursos convencionales y renovables, y se está limitado a lo que ha sido evaluado por organismos como el ministerio de energía y minas y otros. El segundo objetivo es identificación de los sistemas de conversión energética usados en Perú y Ecuador, para conocer el estado de la tecnología y la eficiencia, y así poder evaluar las pérdidas actuales.

1.2. Metodología Para lograr los objetivos del Work Package 4, se hará uso de la información disponible en el Ministerio de Energía y Minas, y la Comisión Nacional de Energía (Ecuador). Igualmente, se dispone de estudios desarrollados por OLADE y otros organismos de estudios energéticos a nivel internacional. Es evidente que la información es ajustable año a año, debido a los cambios en la política energética de los gobiernos, Por ejemplo, hace poco se está promoviendo en forma intensa la adjudicación de lotes petroleros en la selva y en el norte del Perú, las inversiones en exploración y recuperación de pozos es fuerte. Igualmente, se está elaborando en mapa del potencial eólico en el Perú cuyos resultados estarán listos el próximo año. Por lo cual, se tendrá que ciertos energéticos serán evaluados en forma aproximada, al no existir detalles de su potencialidad y reservas.

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Deliverable 3

2. Identificación de Fuentes de Energía Primaria De modo genérico, todo sistema energético comprende un conjunto de actividades que pueden ser divididas en tres niveles: (a) producción y conversión de fuentes en vectores energéticos; (b) almacenamiento y distribución de los vectores; y (c) consumo final (Jannuzzi & Swisher, 1997). Las fuentes de energía son las formas como la energía es encontrada en la naturaleza y pueden ser clasificadas en fuentes primarias o secundarias, o como fuentes renovables o no renovables1.

2.1. Fuentes de energía primaria en el Perú

2.1.1. Reservas de Energía en el Perú Los valores que se dan a continuación son evaluados hasta el año 2005, aunque resultan valores estimados, al no contarse oficialmente con el Balance de Energía Nacional correspondiente a ese año. TABLA 1: Reservas Probadas de Energía en el Perú (1990 -2005)

Petróleo 106 bbl

Continente

Petróleo 106 bbl Costa

Afuera

Gas Natural 109 m3

Continente

Gas Natural109 m3

Costa Afuera

Antracita 106 t

Uranio 109 Bep

Líquido delGas Natura

106 bbl

1990 290,2 92 194,2 6,2 60,6 1800 - 1991 289,2 91,7 193,5 6,27 60,6 1800 - 1992 275,3 87,3 193 6,3 55 1800 - 1993 271,8 86,8 192,8 6,3 55 1800 - 1994 303,6 86,8 193,2 6,3 55 1800 - 1995 279,7 86,4 192,6 6,3 55 1800 - 1996 261 79,3 190,2 6 55 1800 - 1997 244,2 79,3 192,2 6 55 1800 - 1998 276,4 79,3 243,8 6 53,33 1800 - 1999 230,46 79,3 240 6 53,31 1800 580,84 2000 244,1 79,3 239,1 6 53 1800 - 2001 244,09 79,3 239,08 6 53,99 1800 - 2002 306,24 67,81 241,63 5,15 53,99 1800 578,84 2003 306,24 67,81 241,64 5,15 53,97 1800 578,84 2004 306,8 72,5 319,98 5,66 53,97 1800 - 2005 304,74 78,13 329,24 8,31 49,9 1800 -

Fuente: SIEE –OLADE (2006)

2.1.1.1. Petróleo Las reservas probadas de petróleo, a fines de 2005, fueron del orden de 382,87 x 106 bbl; con los actuales niveles de producción, estas reservas pueden satisfacer la demanda interna del país hasta el año de 2011.

1 La clasificación de las fuentes energéticas como renovables o no renovables puede ser controvertida. En principio, ninguna fuente puede ser considerada como absolutamente inagotable.

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Deliverable 3

2.1.1.2. Gas Natural Las reservas probadas de gas natural2 alcanzaron los 337,55 x 109 m3, representando, en términos energéticos, el mayor porcentaje de participación en las reservas nacionales probadas de energía comercial en el país. Como puede apreciarse en la Tabla 1, las reservas probadas de gas natural se han incrementado en 36% con respecto al año 2003.

2.1.1.3. Antracita (Carbón Mineral) Las reservas probadas de carbón mineral se estiman en 58.7 x 106 t, de los cuales el 85% corresponden a carbón tipo antracita y el resto a carbón bituminoso. La región de La Libertad posee las mayores reservas existentes (87% del total nacional, aproximadamente).

2.1.1.4. Uranio Las reservas probadas de uranio se estiman en 1,800 t y están localizadas en la parte noroccidental del área de distribución de los volcánicos de la formación Quenamari, distrito de Corani, provincia de Carabaya, Región Puno.

2.1.2. Producción de Energía Primaria El valor del año 2005 es estimado en 500.919 TJ (86.268,27 kBep); en el año 2004 la producción ascendió a 494.907 TJ (85.222,98 kBep). La evolución de la producción de energía primaria se muestra en la Figura 1. Como se puede apreciar, en la estructura de producción de energía primaria, los hidrocarburos prevalecen como la fuente principal, representando entre el 60-65% de la producción total de energía primaria en el país (ver figura 2).

Producción de Energía Primaria

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

PetróleoGas NaturalCarbón MineralHidroenergíaLeñaProductos de CañaOtras Primarias

FIGURA 1: Producción de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006). La participación de la producción de hidrocarburos respecto a la producción de energía primaria comercial, esta última definida por todas aquellas fuentes de energía susceptibles de ser fácilmente compradas o vendidas en un mercado de energéticos, es más importante y representó aproximadamente el 75% del total en el año 2005. Si bien la producción de petróleo crudo ha 2 El 90% de las reservas probadas de gas natural se concentra en los yacimientos de Camisea y Pagoreni.

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Deliverable 3

seguido una tendencia decreciente3 (particularmente evidente en el período de análisis), este hecho se ha compensado con una mayor producción de gas natural4. Esto será discutido al analizar la oferta total de energía primaria en el país.

Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de Energía Primaria y Energía Primaria Comercial

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

% hidrocarburos vs Total EnergíaPrimaria% hidrocarburos vs Energía PrimariaComercial

FIGURA 2: Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de Energía Primaria y Energía Primaria Comercial en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

2.1.3. Importación y Exportación de Energía Primaria

Importación de Energía Primaria

0

50000

100000

150000

200000

250000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

PetróleoCarbón Mineral

FIGURA 3: Importación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

3 Debido principalmente al menor rendimiento de los pozos de operación. 4 En el período 1990-2005, la participación del petróleo crudo en la producción de energía primaria comercial ha sido de 77 y 44%, respectivamente. El gas natural, en el mismo período, ha tenido una participación de 9 y 35%.

12

Deliverable 3

Las importaciones de energía primaria corresponden al petróleo crudo y carbón mineral (Figura 3). En el caso del petróleo crudo, la tasa de crecimiento de las importaciones, en el período de análisis, ha sido de 11,2% anual. Para el carbón mineral, dicha tasa ha sido de 21,3%; en el caso del petróleo crudo, éste es utilizado, principalmente, para atender los requerimientos de las refinerías, ya que éstas no pueden ser abastecidas por la producción nacional debido a la baja calidad del crudo (pesado). En términos energéticos, el petróleo crudo representa actualmente el 88% de las importaciones totales de energía primaria. Es de esperar que esta tendencia tienda a revertirse a través de un mayor uso del gas natural.

% Importación de Energía Primaria por Energético

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Carbón MineralPetróleo

FIGURA 4: Importación de Energía Primaria por tipo de Energético en el Perú (1990-2005) Fuente: SIEE –OLADE (2006). En cuanto a la exportación de energía primaria (Figura 5), ésta correspondió a petróleo crudo en su totalidad. En el año de 2005 se vendió 27271 TJ al exterior; con relación a los años de 2004 y 2003, las exportaciones actuales representan el 77% y el 44%, respectivamente.

Exportación de Energía Primaria

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

FIGURA 5: Exportación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

13

Deliverable 3

En las dos últimas décadas, la balanza comercial de hidrocarburos ha mostrado un comportamiento deficitario creciente como resultado del aumento sostenido de las importaciones, el cual ha estado asociado al mayor dinamismo de la actividad productiva, principalmente a partir del año 1993. La balanza comercial del petróleo para el período 1990-2005 se muestra en la Figura 6.

Balanza Comercial de Petróleo

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TJ

ImportacionesExportacionesSaldo

FIGURA 6: Balanza Comercial del Petróleo en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006) Entre las principales causas que explican los resultados deficitarios, se puede señalar: (i) la permanente disminución de la producción nacional de petróleo crudo, explicada por el continuo agotamiento de los yacimientos petroleros actuales y por la falta de nuevas reservas debido a que en los últimos años no se han descubierto nuevos yacimientos; y (ii) baja capacidad de las refinerías nacionales para procesar residuos, tales como unidades de destilación, al vacío, craqueo catalítico, etc., que da lugar a una alta producción de residuales, los cuales se tienen que exportar a bajo precio aumentando el déficit (MEF, 2003). Esta situación, sin embargo, se espera que se revierta en a partir del año 2010, con la entrada en fase comercial del Lote 67, cuya operación está a cargo de Barret Resources5. Esto permitirá aumentar la producción nacional de los actuales 120,000 barriles diarios de petróleo hasta 220,000 barriles, con lo cual se cubriría en su totalidad la demanda interna de este energético que asciende a 150,000 barriles diarios (MEM, 2006).

2.1.4. Análisis de datos

2.1.4.1. Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria

La diversificación de la energía primaria es definida como la relación entre la oferta interna bruta de cada energético y el consumo total nacional de energía primaria. Como se puede apreciar en la figura 7, el consumo nacional de hidrocarburos (petróleo y gas natural) se ha mantenido casi constante, representando el 65 y 67% del consumo total de energía primaria en los años 1990 y 2005, respectivamente. Sin embargo es evidente, a nivel de energéticos, el mayor espacio que viene ganando el gas natural en relación al consumo de petróleo. El consumo de gas natural era de apenas

5 Barret Resources invertirá más de 1 billón de dólares en el desarrollo del Lote 67; esta inversión incluye la implementación de una planta de refinación y la construcción de 400 km de oleoducto de 16”. para su conexión con el Oleoducto Norperuano.

14

Deliverable 3

5% en 1990 y hoy día representa el 19% de la oferta interna bruta de energía en el país. En este mismo período, el petróleo ha pasado del 60% a 48%.

Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Otras PrimariasProductos de CañaLeñaHidroenergíaCarbón MineralGas NaturalPetróleo

FIGURA 7: Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú (1990-2005) Fuente: SIEE –OLADE (2006)

2.1.4.2. Relación entre producción y reservas TABLA 2: Relación Reservas/Producción

Reservas/Producción de Petróleo

(Años)

Reservas/Producción de Gas Natural

(Años)

Reservas/Producción de Carbón Mineral

(Años)

Aprovechamiento máximo

hidroenergía (Años)

1990 8,15 246,82 679,41 91,27 1991 9,12 263,07 1155 90,8 1992 8,57 218,24 691,39 90,68 1993 7,8 233,93 675,86 89,98 1994 8,43 224,52 890,91 90,02 1995 8,26 224,23 1088,89 90,13 1996 7,77 225 2613,33 90,2 1997 7,52 209,51 2613,33 89,98 1998 8,61 198,83 2660,83 89,32 1999 8,28 155,66 2637,06 88,24 2000 9,27 147,56 3464,45 86,35 2001 9,51 141,6 3112,01 85,33 2002 11,05 138,57 2656,29 85,03 2003 11,22 133,79 3743,46 84,7 2004 12,97 98,24 3598,77 84,48 2005 13,9 93,87 1171,36 83,13

Fuente: SIEE –OLADE (2006).

15

Deliverable 3

Este indicador mide la disponibilidad de las reservas de energía nacionales6 respecto a la producción del energético correspondiente. En este sentido, indica el tiempo de duración de las reservas si la producción se mantiene en los niveles actuales7 (IAEA, 2005).

2.1.4.3. Intensidad de energía primaria La intensidad de energía primaria se define como la relación entre la energía primaria ofertada por unidad de bien económico producido, que normalmente viene considerado el Producto Bruto Interno PBI (GDP en sus siglas en inglés). En el caso del Perú, se mostrará su variación desde el año 1971, el cual será considerado como referencia igual a 1, para evaluar la evolución relativa de la energía primaria y el PBI a lo largo de los años (línea azul y línea roja, respectivamente en la figura 8). Dado el cambiante valor del dinero, se tomará el Nuevo Sol (la moneda en el Perú) constante del año 1994. En la figura 8 el valor de la intensidad energética (línea gris) oscila entre 5 y 7 TJ por 106 Nuevos soles, y donde se encuentran bajos valores se deben a la ineficiencia energética de nuestras instalaciones; desde el año 2002, se puede apreciar un crecimiento sostenido y equilibrado de la intensidad energética, debido al crecimiento económico y mejora en los servicios energéticos.

FIGURA 8: Intensidad de Energía Primaria en el Perú, periodo 1971-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)

2.1.4.4. Elasticidad del Consumo de Energía Primaria La elasticidad del consumo de energía primaria respecto al PIB es el porcentaje de crecimiento de la energía primaria dividido por el porcentaje del crecimiento del PIB. En el Perú este valor a lo largo de los años (desde 1971) ha sufrido variaciones fluctuantes debido a la influencia de políticas económicas y energéticas dispares. Se puede apreciar, que desde el año 2002, se tiene una elasticidad positiva, que significa procesos eficientes en el uso de los recursos económicos y energéticos.

6 Estas reservas son generalmente definidas como las probadas. 7 El ratio del uso de las reservas de energía depende de muchos factores, incluyendo: condiciones económicas, precios, progreso de la tecnología y esfuerzos en actividades exploratorias. En este sentido, este indicador sólo representa una medida relativa de la disponibilidad de las reservas (IAEA, 2005).

16

Deliverable 3

Elasticidad Energía/PBI

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.019

71

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

FIGURA 9: Elasticidad del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú (1971-2005) Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)

2.1.4.5. Consumo de Energía Primaria per cápita Este indicador nos muestra el valor de la energía primaria ofertada en el país (energía consumida, energía perdida, energía gastada en transformación y distribución, etc.) por cada habitante; valores comparativos con otros países nos dan la idea del nivel de desarrollo y las ineficiencias de los sistemas energéticos. En el caso del Perú este valor disminuyó hasta el año 2000, y desde ese año, la situación se revierte positivamente. Las razones, como para los anteriores indicadores, se deben a la estabilidad económica y los procesos de reconversión energética en el Perú, en los diferentes sectores económicos.

Energía Primaria per cápita

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

TJ/1

03 Hab

.

FIGURA 10: Energía primaria per cápita en el Perú, periodo 1970-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)

17

Deliverable 3

2.1.4.6. Consumo interno de energía primaria En la siguiente figura se muestra los valores absolutos del consumo interno de energía primaria en el Perú, el cual manifiesta crecimiento sostenido a lo largo de los últimos años, principalmente desde el 2003.

Consumo Interno de Energía Primaria

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TJ

FIGURE 11: Consumo Interno de Energía primaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

2.2. Fuentes de Energía Primaria en Ecuador En las siguientes figuras se muestra la evolución de la producción de energía primaria en Ecuador. Se puede notar la importancia del petróleo en el sector energético ecuatoriano. Otras fuentes incluyen hidroenergía, productos de caña, gas natural y leña. Nota: Se resalta que los datos obtenidos en Ecuador, a diferencia del Perú corresponde hasta el 2004.

Balance de energía primaria (1990-2004)

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ener

gía

prim

aria

(*10

00 T

J)

PetróleoGas naturalHidroenergíaLeñaProd. de cañaTotal primaria

FIGURA 12: Balance de energía primaria 1990-2004. Producción (1000 TJ) Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida por ESPOL

18

Deliverable 3

Balance de energía primaria (1990-2004)

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

200000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ene

rgía

(KB

ep)

PetróleoGas naturalHidroenergíaLeñaProd. de caña

FIGURA 13: Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (kBep) Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida por ESPOL

Analizando la información de los balances mostrados en las figuras, se resalta que el petróleo sigue siendo la fuente de mayor importancia; el gas natural, debido a los descubrimientos de los últimos yacimientos, crece lentamente, la hidroelectricidad ha crecido relativamente poco, la leña ha perdido en la producción debido a la penetración del GLP y que el bagazo ha incrementado su producción debido al crecimiento de la industria azucarera.

2.2.1. Reservas y producción

2.2.1.1. Extracción (petróleo, gas natural) Los pozos perforados en los últimos años muestran el decrecimiento de los pozos a cargo de la empresa estatal Petroproducción. Así por ejemplo, durante 1992, 1993, 1994 se tuvo un número de pozos perforados en un nivel similar por encima de unos 30 pozos en desarrollo, y entre 4-5 pozos a nivel exploratorio. Posteriormente, el número de pozos disminuyeron a partir de 1995 hasta tener menos de 8 pozos en desarrollo y sin pozos exploratorios en 1998. A partir de 1998 el número de pozos en desarrollo aumento hasta casi 19 pozos en desarrollo en el año 2002 sin pozos a nivel exploratorio y en el 2003 nuevamente descendió hasta aproximadamente tener 8 pozos en desarrollo en el año8.En el 2001, la actividad referente a la perforación alcanzó los 100 pozos, 88 de desarrollo, 7 exploratorios y 5 de avanzada. Comparada esta actividad con la realizada en el año 2000, en la que se perforaron 52 pozos, se observa un incremento de 48 unidades. La empresa estatal Petroproducción perforó 18 pozos, que representan el 18,0% de la actividad. Las compañías privadas perforaron 82 pozos, destacándose City con 34 unidades, Occidental con 13, Repsol- Y.P.F. con 11 y Petróleos Sudamericanos con 79. En el año 2002 se perforaron 98 pozos, 8 exploratorios, 74 de desarrollo y 16 de avanzada lo que denota un pequeño decrecimiento respecto al año anterior. Petroproducción perforó 15 pozos, que representan el 15,3% de la actividad total y las compañías privadas perforaron 83 pozos, destacándose City con 29 unidades, Repsol- Y.P.F. con 17, Occidental

8Gaffney, Cline & Associates, Inc, 2004, Proyecto de Evaluación Económica de Las Operaciones que realiza La Empresa Estatal Petroecuador, Informe Final Fase 1, Pág. 14, Ecuador 9 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2001

19

Deliverable 3

con 16 y AEC Ecuador LTD con 910. Durante el año 2003 se perforaron 102 pozos, 7 exploratorios, 91 de desarrollo y 4 de avanzada. Petroecuador a través de Petroproducción perforó 7 pozos, que representan el 6,9% y Las compañías privadas perforaron 95 pozos, destacándose AEC ECUADOR LTD con 32 unidades, Occidental con 20 y Repsol Y.P.F. con 1211. En el año 2004 se perforaron 118 pozos, 7 exploratorios, 109 de desarrollo y 2 de avanzada, esto representa un incremento del 15,68% respecto al año 2003. Petroproducción perforó 24 pozos, que representan el 20,34% de la perforación realizada en ese año. Las compañías privadas perforaron 94 pozos, destacándose Occidental, Repsol Y.P.F. y AEC ECUADOR LTD12. En la siguiente tabla podemos apreciar la extracción de petróleo crudo y gas natural en miles de dólares, al analizar la variable Valor Agregado, es decir, el aporte efectivo que hacen los sectores a la economía nacional se puede notar que este rubro representa el 99% del sector minero. TABLA 3: Valor agregado en la extracción de petróleo y gas natural en la economía año 2004 (miles de dólares)

Actividad Económica Producción Total Valor agregado a precios productor

Minería 3.419.213 2.842.560 Extracción de petróleo crudo y gas natural 3.379.070 2.824.979 Extracción de minerales metalíferos 16.406 8.256 Explotacion de otras minas y canteras 23.738 9.325

Fuente: INEN, Producción y Valor Agregado, 2004

2.2.1.2. Reservas Nacionales Ecuador no tiene reservas importantes de carbón ni existen indicios de la existencia de uranio. Las reservas estimadas de petróleo para el año 2005 fueron de 4.512 miles de millones barriles. Las reservas comprobadas de gas natural fueron de 9.769 miles de millones metros cúbicos para el año 2005 (http://www.indexmundi.com/es/ecuador/ Consultada agosto, 2006).

2.2.1.3. Producción La producción en campos de petróleo crudo ha ido evolucionando, durante el año 2002 este rubro alcanzó 142.975.874 barriles de los que 80.768.539 corresponden a Petroproducción, lo que representa el 56,49% del total producido. La producción promedio por día calendario se ubicó en 391.715 barriles. La producción del crudo fiscalizado fue de 138,180 millares de los cuales aproximadamente el 60,98% fue destinado al mercado externo y alrededor del 39,02% al mercado Interno13. En el año 2003, la producción de petróleo crudo fue de 153.539.424 barriles, se incrementó en el 7,39% respecto del año 2002, en el que se registraron 142.975.874 barriles. La producción promedio por día calendario se ubicó en 420.656 barriles. En este año la producción a cargo de Petroproducción representó el 48,53% respecto al total producido. El crudo fiscalizado alcanzó los 146.739.958 barriles superior en el 6,19% respecto al año 2002. Al mercado interno se destinaron 51.878.889 barriles, a las exportaciones se destinaron 84.268.532 barriles14.

10 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2002 11 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2003 12 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2004 13 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002 14 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2003

20

Deliverable 3

Durante el año 2004 la producción fue de 192.516.655 barriles, es decir, que aumentó en un 25,39% respecto a lo producido en el año 2003 y la producción promedio por día calendario fue de 527.442.89. El crudo fiscalizado en ese año fue de 185.665 miles de barriles de los que aproximadamente el 69,70% fue destinado al mercado externo15. En este período la participación de Petroproducción disminuyó respecto al año 2003 y representó el 37,41% del total producido, mientras que la Occidental y la empresa AEC Ecuador aumentaron su participación. TABLA 4: Producción de petróleo (total en barriles)

2002 2003 2004 Producción en campo (Barriles)

142.975.874 153.539.424 192.516.655

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002, 2003 y 2004. La producción fiscalizada de gas natural se incrementó en un 87,53% del año 2002 al año 2003 lo que refleja un aumento considerable en la producción de un año al otro. La producción alcanzada en el 2004 disminuyó en un porcentaje bajo respecto al año 2003. El 90% de la producción es cubierta por EDC-Campo Amistad tal como se muestra a continuación. TABLA 5: Producción fiscalizada de gas natural

2002 2003 2004 ECUADOR TOTAL TOTAL TOTAL

Empresa EDC-CAMPO AMISTAD 2,748.990 7,904.075 7,640.505 Empresa PETECU-CAMPO AMISTAD 305.443 878.231 848.945

TOTAL 3,054.433 8,782.306 8,489.450 Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2003

La producción de gas natural en el año 2001 tuvo un decrecimiento respecto al año 2000. La mayor producción en el año 2000 fue en los meses de Agosto y Diciembre en los que superó los 3500 millares de pies cúbicos, mientras que en el año 2001 la mayor producción se obtuvo en el mes de Enero con una producción cercana a los 3000 millares, cabe recalcar que en ese año la producción tuvo un promedio aproximado de 2500 millares de pies cúbicos16. La producción de gas natural se ubicó en 3.054.433 miles de pies cúbicos en el año 2002 lo que denota un crecimiento respecto al año anterior. Los meses de mayor producción fueron Enero y Junio donde la producción alcanzó cerca de los 3.500 millares frente a los 3,000 alcanzados en el año 200117. La producción de gas natural en el año 2003, alcanzó los 8.782.306 miles de pies cúbicos. La producción fiscalizada de gas natural durante el año 2003 fue superior a la alcanzada en el año 2002 y en el año 2004. La producción del período 2004 fue de 8.489.450 miles de pies cúbicos lo que denota un decrecimiento del 3,33% respecto al año 200318.

2.2.1.4. Importación y exportación En la Figura 14 se observa que a partir del año 2001 el incremento del valor del saldo exportable ha aumentado a pesar de que los volúmenes exportados han caído; la causa de este comportamiento se debe a la situación relacionada con el precio internacional del petróleo crudo.

15 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004 16 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2001 17 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002 18 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004

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Deliverable 3

Evolución de Ingreso por Exportaciones de Petróleo Crudo

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Mill

ion

barr

els

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

1600.00

Mill

ion

US

$

MILLION BARRELSMILLION $US

FIGURE 14: Evolución de ingreso por exportaciones de crudo Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc, 2004, Proyecto de Evaluación Económica de las Operaciones que realiza La Empresa Estatal Petroecuador, Informe Final Fase 1, Pág. 10, Ecuador

En el año 2004, las Exportaciones de petróleo crudo presentaron un incremento del 39,94% con respecto a las del 2003, porque pasaron de 92.474.305.barriles a 129.409.544 Las exportaciones por concepto se distribuyeron de la siguiente manera: Ventas Directas en el mercado internacional, 103.253.477 barriles (79,79%); y, Regalías, 26.156.067 barriles (20,21%). Los países a los que se destinaron la mayor cantidad de petróleo crudo fueron Estados Unidos, América Central y Perú captando así el 85,20% del petróleo crudo tal como se muestra en la Figura 15.

FIGURA 15: Exportaciones directas de petróleo crudo por países 2004. Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004

22

Deliverable 3

2.2.1.5. Precio medio en el mercado El precio del barril de petróleo, tanto a nivel nacional como internacional, y Ecuador y Perú están influenciados por la situación de la guerra del petróleo, desde el 2003; Este ha fluctuado de manera considerable en los últimos años, así, tenemos que el precio más bajo fue en el año 1998 donde el petróleo se ubicó en solamente US$ 9,20 por barril. El precio más alto de los últimos diez años es el del año 2005 cuyo precio se ubicó en US$ 41,01 tal como se muestra en la siguiente tabla.

TABLA 6: Exportación y Variación del precio del petróleo 1996-2005

Año Miles de barriles

Miles US$FOB

Valor unitario US$s

/barril 1996 84377 1520815 18.02 1997 91378 1411577 15.45 1998 85796 788974 9.2 1999 84653 1312311 15.5 2000 86197 2144011 24.87 2001 89907 1722332 19.16 2002 84263 1839024 21.82 2003 92442 2372314 25.66 2004 129409 3898509 30.13 2005 131595 5396840 41.01

Fuente: Banco Central del Ecuador El gas del campo Amistad producido por la empresa EDC se utiliza directamente para la producción de electricidad en Machala Power.

2.2.1.6. Costos principales

PETROPRODUCCIÓN: Composición de Costos Unitarios

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

DEPRECIACIÓNADMINISTRATIVOOPERATIVO

FIGURA 16. Composición de costos unitarios de Petroproducción Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones de PETROECUADOR.

23

Deliverable 3

Petroecuador exhibió costos y gastos relativamente constantes en el período 1998 – 2000. A partir del año 2000 sus costos aumentaron, especialmente en lo concerniente a los gastos de personal y de servicios. Petroecuador presenta siempre tanto sus costos como sus gastos incluyendo la depreciación, lo que refleja la reevaluación por inflación de activos que se hace anualmente cumpliendo lo establecido en las normas contables aceptadas. En la figura que se muestra a continuación, los costos de exploración y producción se consideran como una sola actividad y se puede apreciar que sus costos totales y unitarios, expresados en US$ dólares por barril, se mantienen al alza desde 1999. En la Figura 4 muestra este comportamiento.

En la siguiente tabla podemos apreciar los costos unitarios de la Filial Petroproducción para el año 2005 y pare el primer trimestre del 2006 donde podemos observar que se inicia el período con un costo de US$ 5,7699 por barril y que el mes con el más elevado costo de producción es diciembre con 9,7050 dólares por barril, lo que representa más del 100% de incremento respecto al mes de noviembre. Para el período Enero a Marzo del 2006 los costos de producción tienen un comportamiento similar. El costo Filial incluye el costo operativo, la depreciación y volúmenes de producción de Excedente de Alianzas Corporativas, incluye además el costo operativo, la depreciación y volúmenes de producción de alianzas estratégicas. Para determinar el costo operativo y de producción se excluye el volumen de producción del excedente de campos marginales19. TABLA 7: Costos Unitarios de la Filial Petroproducción (Dólares/barril)

AÑO 2005 AÑO 2006 Mes Costo operativo Costo de

producción Mes Costo operativo Costo de

producción ENERO 4.8814 5.7699 ENERO 4.2716 4.9932 FEBRERO 3.3405 4.4324 FEBRERO 4.8289 5.8331 MARZO 4.2375 5.0|439 MARZO 4.8435 5.7210 ABRIL 3.4237 4.2595 MAYO 5.1122 6.1055 JUNIO 5.4971 6.3991 JULIO 4.7602 5.5104 AGOSTO 5.9317 7.0258 SEPTIEMBRE 5.9533 6.9847 OCTUBRE 4.78.28 5.7327 NOVIEMBRE 3.1962 4.1425 DICIEMBRE 8.7076 9.7050

Fuente: Petroproducción – www.petroproduccion.com.ec (Consulta: 01-10-06)

De acuerdo al Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones que realiza la Empresa Estatal PETROECUADOR, preparado por Gaffney, Cline & Associates, Inc. en Febrero 2004, los costos de la Gerencia del Oleoducto, SOTE, aunque también muestren aumentos en rubros referente al personal, el componente más sobresaliente es el relacionado con la depreciación. El incremento en la depreciación que se observa a partir del año 2000 se debe a las ampliaciones que se llevaron a cabo en 1999 con aportes de capital de Repsol. El incremento en los costos en los tres últimos años reportados por Petroecuador con respecto a la operación del SOTE se deben principalmente a un aumento en la depreciación y en menor medida a los costos laborales. La depreciación reportada se triplicó al pasar de US$ 18.79 millones en 1999 A $ 55.96 millones en 2002. La Figura 5 muestra la composición de los costos unitarios para el SOTE.

19 www.petroproduccion.com.ec – consultado 01-10-06

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Deliverable 3

SOTE: Composición de Costos Unitarios

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

DEPRECIACIÓNADMINISTRATIVOOPERATIVO

FIGURA 17: SOTE: composición de costos unitarios Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones de PETROECUADOR.

2.2.2. Análisis de datos

2.2.2.1. Diversificación de energía primaria Como puede apreciarse en las figuras 12 y 13, la energía primaria está dominada por el petróleo, superando el 90%; luego, varios ordenes de magnitud mas abajo aparecen el gas natural, con un crecimiento moderado, sobre todo por la instalación de las centrales térmicas, y la hidroenergía, la cual no ha crecido apreciablemente en los últimos años. Dadas estas circunstancias, la mayor cantidad de información disponible en cuanto a la energía primaria es la del petróleo, que resulta ser la base de la economía del Ecuador.

2.2.2.2. Propiedad de energía primaria (% de recursos nacionales)

El total de energía primaria del país es nacional.

2.2.2.3. Relación entre producción y reservas Para el caso del petróleo la relación reserva/producción fue de 23,5 años a la tasa de producción del año 2004 y las reservas al año 2005. En el caso de gas natural la relación es de 31 años a la tasa de producción del 2004.

2.2.2.4. Intensidad de energía primaria El comportamiento de la intensidad de energía primaria, definida anteriormente, se muestra en la Figura 18 (datos disponibles hasta el 2004). Su comportamiento es bastante variable, influido por las políticas económicas variables, y en los últimos años se ve un crecimiento importante, debido al aumento en la actividad petrolera e industrial. Los datos disponibles procesados son desde el 1994, con dólares constantes del año 2000.

25

Deliverable 3

FIGURE 18: Intensidad de Energía Primaria (1990-2004) Fuente: OLADE SIEE. Figura preparada por ESPOL.

2.2.2.5. Producción per capita En la Figura 19 se muestra el comportamiento de la energía primaria per capita, la que manifiesta un crecimiento sostenido en los últimos años, principalmente desde el 2002, debido a la estabilización del sistema político del país. Los datos disponibles son hasta el 2004.

Factor EP/Hab.

0,000

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

EP/

Hab

(TJ/

hab)

EP/Hab.

FIGURA 19: Energía primaria per capita Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida de ESPOL

2.2.2.6. Consumo de energía interna primaria La evolución del consumo interno de energía primaria se muestra en la Figura 20 junto con el consumo de energía secundaria y total. La Figura 21 muestra la evolución para el consumo per cápita. El consumo de energía primaria muestra un aumento desde de 210 TJ hasta 275 TJ mientras que el consumo per capita se ha mantenido esencialmente constante con un ligero repunte entre 2003 y 2004.

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Deliverable 3

Consumo CONSUMO DE ENERGÍA (1990-2004) de energía 350 (x1000TJ)

300

250

200

150 Consumo E. Primaria Consumo E.Secundaria

100

50

01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

FIGURA 20: Consumo de energía interna (x 1000 TJ)

Consumo E.Total

Fuente: SIEE-OLADE. Elaborado por ESPOL.

CONSUMO DE ENERGIA PER CAPITA (1990-2004)

25Consumo de energía /hab. (GJ/hab)

20

15

E. Primaria/hab.E. Secundaria/hab.

10E. Total/hab.

5

01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

FIGURA 21: Consumo de energía per cápita (GJ/hab) 1994-2004 Fuente: OLADE SIEE. Elaborado por ESPOL

2.2.2.7. Emisión de CO2 equivalente en la extracción, producción y transporte de energía primaria

Cordelim, la oficina ecuatoriana de promoción de Clean Development Mechanism ha calculado de emisiones de CO2 equivalentes para el sector de generación del Ecuador. El sistema eléctrico ecuatoriano genera 0.668 Kg. CO2 por KWh de electricidad (Urquizo, 2006). No se dispone de mayor información respecto a las emisiones de CO2.

27

Deliverable 3

3. Identificación de fuentes de Energía Secundaria

3.1. Fuentes de energía secundaria (Perú)

3.1.1. Producción Los datos de la producción de energía secundaria aparecen en la siguiente figura, para el período 1990 – 2005, siendo los valores de este último año (2005) estimados, al no estar disponible el Balance de Energía Nacional de ese año.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

500000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

Derivados del carbónCarbón VegetalHidrocarburosElectricidad

FIGURA 22: Producción de Energía secundaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006) La producción de energía secundaria en 2004 fue de 435.630 TJ que resulta similar que la energía primaria de ese mismo año, debido a que muchos energéticos (derivados del petróleo), provienen de importaciones de crudo que se procesa en las refinerías.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

Gas LicuadoGasolinas/AlcoholKerosene y TurboDiesel OilFuel OilGasesNo Energético

FIGURA 23: Producción de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006). En la estructura de la misma continúan predominando los hidrocarburos (obtenidos de las refinerías y plantas de gas), que participan con el 82,2% del total producida. La energía eléctrica, proveniente de las centrales hidroeléctricas y térmicas, participa con el 17% y el 1% restante corresponde a la participación del carbón vegetal, gas industrial y coque. En la figura 23 se muestra a evolución de la

28

Deliverable 3

producción de hidrocarburos, siendo una componente importante la elaboración del fuel oil, pero en decrecimiento en los últimos años; las gasolinas, el diesel 2 y el GLP, son derivados del petróleo en fuerte crecimiento.

3.1.2. Importación y Exportación En la siguiente figura se muestran los energéticos secundarios importados, que comprende a derivados del petróleo (diesel y GLP principalmente) y a los derivados del carbón (Coke para la industria del acero)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

HidrocarburosDerivados del carbón

FIGURA 24: Importación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006). Elaborado por ESPOL En la figura 25 se muestra el detalle de los hidrocarburos importados, que en los últimos años va en decrecimiento al haber ampliado su capacidad de refinación las dos refinerías más importantes del Perú (Talara y la Pampilla).

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

No EnergéticoDiesel OilKerosene y TurboGasolinas/AlcoholGas Licuado

FIGURA 25: Importación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006) En la figura 26 se ve la evolución de los energéticos secundarios exportados, que mayormente son constituidos por hidrocarburos pesados y medios, a mercados de Norteamérica y México. El detalle de los hidrocarburos exportados se verifica en la figura 27.

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Deliverable 3

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TJ

FIGURA 26: Exportación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

TJ

No EnergéticoFuel OilDiesel OilKerosene y TurboGasolinas/AlcoholGas Licuado

FIGURA 27: Exportación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

3.1.3. Precio medio en el mercado Precios de combustibles comerciales TABLA 8: Estructura de precios de combustibles (nuevos soles diciembre 2006) Combustible Precio neto

refinería Impuestos Margen

comercial Precio Público

GLP 1,78 0,34 1,16 3,27 Gasolina 97 7,03 5,75 2,27 15,05 Gasolina 95 6,86 5,43 2,08 14,27 Gasolina 90 6,14 4,92 1,01 12,07 Gasolina 84 5,19 3,92 1,22 10,33 Kerosene 6,44 3,73 1,41 11,58 Diesel 2 6,47 3,06 0,71 10,25 Diesel 6 4,09 0,78 - - Residual 500 3,92 0,74 - - Fuente: MEM Dirección Hidrocarburos (2006)

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Deliverable 3

El precio de los combustibles derivados del petróleo comerciales están sujetos al libre mercado, controlado por las dos refinerías principales del Perú: La Pampilla, a cargo del grupo privado REPSOL y la Refinería Talara, en manos del estado. Los precios en los tres últimos años han variado por la coyuntura internacional en cuanto al precio del petróleo crudo. En la tabla 8 se muestra, en forma resumida, la estructura del precio, apreciándose la influencia de los impuestos en el precio final. Precios de la energía eléctrica En cuanto se refiere a los precios de la electricidad, estos son regulados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado (COES), integrado por organismos gubernamentales y las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras. La influencia del costo internacional del combustible (desde el año 2003), la sequía en la zona central del Perú (que alimenta de agua a la más grande Central del Perú, El Mantaro) y la entrada en operación del Proyecto Camisea, han influido en una importante variación del precio de la electricidad. Los valores referenciales de la electricidad aparecen en la siguiente tabla, según los niveles de tensión (MT y BT) y para el caso de los usuarios residenciales, según el consumo promedio. TABLA 9: Precios medios de la energía eléctrica según opción tarifaria (ctv. US$/kWh) a junio 2006

Punta Fuera de punta

Alumbrado público

Media tensión 6,4 5,8 Baja tensión 8,6 7,8 10,2 Consumo

15 kWh Consumo 65 kWh

Consumo 25 kWh

Baja tensión residencial

15,8 12 11

Precio del gas natural (consumo interno) En la siguiente tabla se aprecian los pliegos tarifarios vigentes por máximo consumo de gas natural para generadores eléctricos y para los demás consumidores (opciones BP-B1, BP-C1 y BP-D1); en ambos grupos el pago de la acometida es a través de la factura mediante un cargo mensual. Los precios dependen del nivel de consumo, siendo la tarifa doméstica la BP-B1. TABLA 10: Pliegos tarifarios máximos por consumo de gas natural Opción

Tarifaria Consumo Mínimo m3/año US$/m3 US$/MWht

BP-B1 850 0.1343 12.97 BP-C1 142 000 0.1158 11.19 BP-D1 850 000 0.1135 10.97 GENERADOR 0.0688 6.65

3.1.4. Costos principales Costos de la energía eléctrica Los costos involucrados en la generación de energía eléctrica se rigen en forma distinta para el caso de la generación hidráulica y la generación térmica, según regulación del estado. En el caso de la generación hidráulica, se tiene los siguientes costos promedios, diciembre 2005.

- Valor del agua: 20,28 US$/MWh - Compensación al estado: 0,28 MWh (por uso de los recursos naturales) - Costo por sólidos en suspensión: 0,03 (sólo para algunas centrales hidroeléctricas)

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Deliverable 3

En el caso de la generación térmica, los costos están fuertemente influidos por el valor del petróleo, la tecnología utilizada y el estado de antigüedad de los equipos. Por lo cual, se pueden encontrar costos muy variables, cuyo resumen se muestra a continuación. A gas natural (turbinas de gas)

- Costo por combustible: 20 US$/MWh - Costo por mantenimiento y administración: 3 US$/MWh

A carbón mineral (centrales de vapor)

- Costo por combustible: 24,1 US$/MWh - Costo por mantenimiento y administración: 1 US$/MWh

A R500 (motores de combustión interna)

- Costo por combustible: 55,6 US$/MWh - Costo por mantenimiento y administración: 1,9 US$/MWh

3.1.5. Análisis de los datos En este punto se desarrolla un análisis de los indicadores principales de la energía secundaria, y que se basan en los datos estadísticos de los balances de energía. Los datos correspondientes al 2005 son estimados y extraoficiales, dado que no se dispone actualmente del balance de energía de ese año.

3.1.5.1. Diversificación de la Energía Secundaria En la siguiente figura se aprecia la evolución y la composición de los energéticos secundarios, confirmándose que los derivados del petróleo contribuyen en más del 80%.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Derivados del carbónCarbón VegetalHidrocarburosElectricidad

FIGURA 28: Diversificación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005 Fuente: SIEE –OLADE (2006)

3.1.5.2. Intensidad de Energía Secundaria Este indicador se define como la relación del valor de la energía secundaria y el Producto Bruto Interno PBI (GDP en sus siglas en inglés), y que para el Perú resulta un valor constante a lo largo del período considerado, 1990 – 2005. Se ha tomado el valor del dinero constante a Nuevos Soles del 1994. En la siguiente figura aparece el valor de la intensidad entre 3 y 4,5 TJ por 106 Nuevos soles.

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Deliverable 3

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TJ/1

06 Nue

vos

Sole

s 19

94

FIGURA 29: Intensidad de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005. Fuente: SIEE –OLADE (2006)

3.1.5.3. Elasticidad de Energía Secundaria La elasticidad de la energía secundaria se define como la relación de la variación de este energético y la variación del PBI, y puede verse en la siguiente figura que a lo largo de los años resultan muy variables; el valor extremo positivo en el año 1998 se origina por una fuerte devaluación económica, y el valor negativo en el 2000, por un proceso de sinceramiento de los precios de la energía, y por lo tanto, cambios en los hábitos de consumo.

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

FIGURA 30: Elasticidad del Consumo Final de Energía Secundaria en el Perú (1990-2005) Fuente: SIEE –OLADE (2006)

3.1.5.4. Emisión de CO2 equivalente en energía secundaria A continuación, se presenta un estimado de las emisiones de CO2, cálculo desarrollado para la energía comercial (es decir, sin contar a la leña, bosta, carbón vegetal). Los métodos de cálculo considerados se basan en los procedimientos de Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), desarrollado por OLADE y procesados por la Comisión Nacional de Medio Ambiente (CONAM). En la figura 31, se aprecia el comportamiento de las emisiones según la fuente energética, siendo el principal contribuyente los combustibles derivados del petróleo. Posteriormente, en la figura 32, se evalúa las emisiones según sector de consumo, siendo el sector transporte es el más contaminante.

33

Deliverable 3

FIGURA 31: Evolución de las emisiones de CO2 generadas por la energía comercial (MEM 2004)

FIGURA 32: Evolución de las emisiones de CO2 por sectores económicos (MEM 2004)

3.2. Fuentes de energía secundaria (Ecuador) La Figura 33 muestra la evolución de la producción de energía secundaria para el país. Es importante notar que fuel oil es la energía más importante seguida de diesel. La electricidad muestra un comportamiento estable al alza. La producción de gasolina/alcohol y de kerosene y turbo muestran un decrecimiento de 2003 a 2004.

34

Deliverable 3

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ener

gía

(*10

00 T

J)

Elect r icidad

GLP

Gasolinas/ alcoholKerosene yt urboDiesel oil

FIGURA 33: Balance de energía secundaria 1990-2004 Fuente: OLADE SIEE. Figura preparada por ESPOL

3.2.1. Producción Durante el año 2002 la producción bruta de derivados fue de 51.775.807 barriles lo que refleja un decrecimiento del 1% respecto a la producción obtenida en el año 2001. El derivado más producido fue el Fuel Oil 4 representando el 24,64% de la producción bruta total de ese año, seguido del Diesel No. 2 con el 23,52% y del Residuo con el 20,68%. En el año 2003 se siguieron parámetros similares a lo ocurrido en el año 2002 con una reducción de la producción de 2,94% respecto al año anterior. Se puede apreciar que en el año 2004 hubo un aumento de la producción de 1,48%. En el año 2004, no hubo producción de gasolina pesca artesanal, nafta base y solvente 1. La producción de Diesel Premium se redujo en un 80,98% en el año 2003 respecto al año 2002. TABLA 11: Producción bruta de productos derivados del petróleo (en Barriles)

2003 2004 Oil products Total Oil products Total

GASOLINE: SUPER 3,104,710 GASOLINE: SUPER 2,274,716GASOLINE: EXTRA 5,939,754 GASOLINE: EXTRA 5,155,586DIESEL 1 515,841 DIESEL 1 549,148DIESEL 2 11,148,888 DIESEL 2 12,046,836PREMIUM DIESEL 87,520 PREMIUM DIESEL 801,352JET FUEL 1,897,347 JET FUEL 2,234,737FUEL OIL 4 12,122,766 FUEL OIL 4 12,740,399RESIDUE 11,498,927 RESIDUE 10,110,750GLP 2,357,787 GLP 2,412,2722003 50,252,065 2004 50,997,133 2002 51,775,807 2003 50,252,065 VARIATION % -2.94 VARIATION % 1.48 DAILY AVERAGE 137,677 DAILY AVERAGE 139,336 Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002, 2003 y 2004. Producción eléctrica La producción de energía hidráulica, térmica vapor, térmica gas, térmica MCI y fotovoltaica desde el año 1990 hasta el año 2005 está procesada y registrada por CONELEC (www.conelec.gov.ec). De la información, se resalta que la energía hidráulica es la más producida representando en 1990 el

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70,43% de la producción de energía neta, el 81,73% en el año 1992 y manteniendo una participación similar hasta el año 2000. A partir del año 2001 la producción de energía hidráulica empieza a descender respecto al total neto producido debido a que se incrementó la producción energética en plantas térmicas a vapor alcanzando el 20,41% y por otra parte empezaron las importaciones de energía, las mismas que al año 2005 representaron el 11,61% del total de la energía neta. En el año 2002 empezó la producción en centrales termoeléctricas a gas natural, la misma que se ha ido incrementando desde ese entonces, llegando a representar el 6,94%. La producción térmica en motores de combustión interna alcanzó su mayor producción en los años 1997 y 1998 y sufrió un fuerte descenso desde el año 1999 hasta el año 2003, al año 2005 esta producción representó el 9,07%.

3.2.2. Distribución En el Ecuador existen 12 empresas que han vendido mas de 1000 barriles al año de derivados de petróleo, entre ellas destacan Petrocomercial, Petróleos y Servicios PYS C.A., Exxonmobil Cia. Ltda., y Shell Ecuador S.A., Lubricantes. Se puede apreciar que en el año 2003 existió una reducción del 1,07% en los volúmenes comercializados con respecto al año 2002, al contrario, se aprecia que en el año 2004 hubo un aumento del 4,96% con respecto al año 2002, los derivados de petróleo más comercializados son los siguientes: Gasolina Extra con el 22,15%, Diesel 2 con el 37,57%, Fuel Oil con el 21,15%, Jet A1 con el 4,52%. Estos derivados representan aproximadamente el 91,12% en el año 2004 del volumen total comercializado en ese año. La distribución de electricidad la efectúan las empresas distribuidoras en sus regiones de concesión. En general las empresas distribuidoras tienen pérdidas altas, siendo las empresas de la costa la que poseen los valores más altos del país. Las 20 empresas de distribución tienen el monopolio dentro de sus áreas de concesión para la provisión del servicio a los usuarios. La estructura del sector eléctrico se ha analizado en D1 para el Ecuador (Duque y otros, 2006)

3.2.3. Importación y exportación Importación de derivados del petróleo En cuanto a la importación de derivados del petróleo, se tiene que la importación de GLP representó el 43,18% de los derivados importados durante el año 2001, seguido del Diesel Oil con el 29%; el Avgas se importa en pocas cantidades, es decir el 0,31% respecto al total. La importación de derivados durante el año 2002 se incrementó respecto al año 2001, el GLP fue el más importado representando 42,58% de la importación total de productos derivados, seguido del Diesel Oil. La importación de Nafta se incrementó en 42,83% respecto al año 2001. En el año 2003 sigue siendo el GLP el derivado más importado, representando el 37,41% del total de derivados importados. Respecto al año 2002, la importación de GLP se incrementó en un 4,11% mientras que la importación de Diesel Oil se incrementó en un 38,69%. Durante el año 2004 la importación total de derivados se incrementó tan solo en un 0,002% respecto al año anterior, la importación de Diesel y Nafta se redujo en un 5,13% y 2,42% respectivamente a excepción del GLP cuya importación se incrementó en el 10,60% pues pasó de 6.475.326 a 7.158.675 barriles representando el 41,27% de la importación total de productos derivados. Importación de electricidad Después de la crisis financiera de 1998 y 1999, la economía ecuatoriana empezó a recobrar su normal crecimiento y a pesar de que entre 1995 y 1999 se incorporaron 682 MW al sistema nacional y que en el año 2002 se incorporó la generadora Machala Power con 182 MW, el abastecimiento del suministro energético no fue suficiente. La nueva fuente de generación provino de generación de emergencia tipo barcazas y de la importación de energía desde Colombia, la misma que se realiza mediante un esquema de transacciones internacionales de electricidad, en operación desde hace más de tres años. n la tabla que sigue se muestran las importaciones de energía eléctrica en GWh para el

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período 1997 – 2005. Como se puede apreciar, la importación empezó en el año 1999 con apenas 23.76 GWh. Para el año 2003, este rubro se incrementó variando en un 1888,6% respecto al año 2002. La importación para el año 2005 fue de 1.723 GWh, lo que representó el 11.61% de la producción total de energía neta. 7,44 GWh de los 1.723 GWh importados en el año 2005 correspondieron a importaciones provenientes de Perú. TABLA 12: Importación de electricidad en el Ecuador 1990-2005

Importación Año (GWh) Var. 2005 1,723.45 5.0% 2004 1,641.61 46.6% 2003 1,119.61 1888.6% 2002 56.30 153.2% 2001 22.23 2000 - 1999 23.76 1998 - 1997 -

Fuente: Consejo Nacional de Electricidad. Exportación La exportación de derivados durante el año 2001 fue de 13.972.833 barriles, año en el que se exportaron más barriles que en los años 2002, 2003 y 2004. El principal producto derivado exportable es el Residuo, seguido de la nafta. Del 2002 al 2004 los barriles exportados de residuo decrecieron en un 9,04%, 17,71% y 20,58% respectivamente. Por otra parte, la exportación de nafta se incrementó en un 53,98% respecto al año 2001, para el 2003 la variación fue de 21,42% y mostró un pequeño decrecimiento del 1,31% para el año 2004, año en el cual se empezó a exportar Fuel Oil No. 6, lo que representó el 26,97% del total exportado. Para el año 2004 la exportación de Residuo se redujo pasando de 8.891.490 a 7.061.315 barriles, en este año se empezó a exportar el Fuel Oil No. 6 que representó el 27% del total de derivados exportados.

3.2.4. Precio medio en el mercado En la siguiente tabla se muestra la evolución de la tarifa nacional promedio así como de sus componentes, en U$/TJ (1 TJ = 278 MWh) desde Noviembre 2002 hasta Noviembre 2006. El Precio Referencial de Generación ha sido muy variable, siendo el más alto el del período Noviembre 2005 a Octubre 2006. El Componente de Energía ha tenido una variación del 4,20% de Noviembre 2002 a Octubre 2006. Adicionalmente, se puede apreciar que de los componentes de la Tarifa Nacional Promedio, la Tarifa de Transmisión ha sido la que ha mantenido un comportamiento más estable, tal como se refleja a continuación.Los precios medios de la Energía Eléctrica para el período comprendido 1995 y 2005 para las diferentes categorías se muestran en la tabla que sigue a continuación. Podemos apreciar que para el año 2005 el precio más elevado se da para el sector del alumbrado público. Durante la crisis energética que sufrió el país en 1998 se puede notar un decrecimiento de los precios medios en un 16,78%, situación similar ocurrió en los años 1999 y 2000. La variación más importante en los precios se dio en el año 2001 con un 78,82% respecto al año anterior.

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TABLA 13: Tarifa de energía eléctrica promedio en el Ecuador

Fuente: Plan de Electrificación 2006-2015 – Consulta Pública

Tarifa nacional promedio (U$/TJ)

Período Nov. 2002 - Oct. 2003

Nov. 2003 - Mar. 2004

Abr. 2004 - Oct. 2004

Nov. 2004 - Oct. 2005

Nov. 2005 - Oct. 2005

Precio Referencial de Generación

PRG 1614722,22 1286944,44 1157222,22 1651111,11 1583611,11

Componente de Energía

PRG ( E ) 1251111,11 986666,67 856944,44 1163611,11 1303611,11

Componente de Potencia

PRG ( P ) 363333,33 300277,78 302777,78 276666,67 280000,00

Tarifa de Transmisión TT 211944,44 196388,89 196388,89 192500,00 185000,00

Valor Agregado de Distribución VAD 1056666,67 1060555,56 1060555,56 1141111,11 1232777,78

Tarifa Media TM 2883333,33 2543888,89 2414166,67 2984722,22 3001111,11

TABLA 14: Precios medios de la energía eléctrica en el Ecuador, período 1995-2005

Precios Medios de la Energía Eléctrica Año Unidad Datos 2005 2004 2003 2002 2001 1999 1997 1995

Residencial 9,73 9,84 9,46 8,66 5,94 5,01 7,24 2,90

Comercial 8,11 8,27 8,60 8,35 6,51 3,68 7,74 7,13

Industrial 7.32 7,42 7,99 8,12 6,91 3,62 6,69 7,18

A.Público 10.97 11,50 11,24 10,07 6,80 5,12 5,41 0,83

Otros 7.83 7,94 8,21 8,03 6,84 3,87 7,35 11,24

Total 8,82 8,96 8,97 8,52 6,47 4,30 7,07 5,33

Prec

io M

edio

US$

¢/ k

Wh

Variación % -1,57 -0,12 5,22 31,73 78,82 -26,84 67,55 -13,98

Fuente: Conelec – www.conelec.gov.ec – Consultado 24-09-06. Precios de los derivados del petróleo Desde el año 2000 el precio de los derivados varió constantemente, siempre con la tendencia al alza, especialmente en el primer trimestre del año. Desde el 26 de mayo del 2000, el gobierno puso en práctica una política de precios reales para los derivados de hidrocarburos en el mercado interno. Incrementó los precios de las gasolinas y el diesel y retiró el subsidio a los precios de los combustibles especiales, sin embargo el Estado, debido a la devaluación monetaria del 2000, recibió dicho año USD 882'6 millones por concepto de venta de combustibles, equivalentes a las tres cuartas partes del promedio recaudado en el último quinquenio que fue de USD 1.200 millones anuales20. Durante el año 2001 se mantuvieron los precios estipulados desde la última semana de diciembre del 2000. En el año 2002, los precios subieron a inicios de año, la gasolina super se incrementó en un 9,09%, la gasolina extra en un 11,76% y el diesel en un 15,15%, respecto al año anterior. Para el año 2003, la gasolina super se incrementó en un 40%, la gasolina extra en un 32,04% y el diesel en un

20 www.petrocomercial.com – Consultado 28-09-06

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15,68% respecto al año 2002. A partir de enero 19 del 2003, como medida del gobierno de aquel entonces, los derivados se han mantenido constantes, conservando los precios hasta la presente fecha. Precios de venta al público Al 2006, la Estación de Servicios de PETROCOMERCIAL, tiene los precios más bajos del mercado a nivel nacional21. TABLA 15: Precios de venta de Derivados en Ecuador

GASOLINA EXTRA GASOLINA SUPER DIESEL

USD $ 1,45 USD $ 1,94 USD $ 1,020

3.2.5. Principales costos De acuerdo al Plan Nacional de Electrificación 2004-2013, los costos de producción de las unidades de generación de las centrales hidroeléctricas con embalse y de pasada alcanza los US$ 2/MWh, lo cual es sumamente bajo al comparar con los costos de una central termoeléctrica de turbina de gas (opera a gas natural) como Machala Power con US$ 49,2/MWh que son centrales que no tienen mucho tiempo de haber entrado en funcionamiento. Adicionalmente, se observa que mientras menos sea la potencia efectiva de 0,7MW y su costo de es de US$ 119,02/MWh operando con motores de combustión interna a diesel, esto al ser comparado con la planta Miraflores 14 con la misma tecnología para una potencia efectiva de 2 MW tiene un costo US$ 80,41/MWh. El rendimiento (kWh/gal) de las centrales oscilan entre un 8,1 a un 16,5 a excepción de la termoeléctrica Machala Power con un rendimiento de 0,089 KWh/MBTU. Para el período de Noviembre 2005 a Octubre 2006 se puede apreciar que las actividades de generación representan el 52,77% del costo en kWh, la distribución, el 41,12% y la transmisión, el 6,11%. CATEG es la empresa que tiene el costo más elevado de generación, alcanzando el 59,69% respecto al costo total, seguida de las empresas Esmeraldas y Quito con el 55,30% y el 54,70%, respectivamente. Para la transmisión, las empresas que tuvieron el costo más alto fueron la CATEG con el 7,16%, la empresa Manabí con el 6,77%, El Oro con el 6,57% y Quito con el 6,49%. En las actividades de distribución, las empresas Bolivar, Azogues y Riobamba tuvieron un porcentaje de participación en el costo de 63,20%, 59,28% y 59,23%. Costos de los derivados de petróleo De acuerdo al Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones de Petroecuador, en lo referente a los costos de industrialización se debe considerar que no se aplican los precios de transferencia a las actividades de industrialización para evaluar la rentabilidad de las refinerías. Se puede apreciar que al igual que en las otras empresas de Petroecuador, los rubros de personal y servicios contratados de mantenimiento muestran los incrementos más importantes. La caída de costos del 1998 al 2000 y subsiguiente alza se explica principalmente por el movimiento cambiario, políticas laborales/salariales e incremento en depreciación por la operación de las instalaciones de la Refinería Esmeraldas. En el año 2000, el costo laboral por trabajador fue de US$ 10.327,49, incrementándose sustancialmente en el año 2002, alcanzando los US$ 25.189,08 por trabajador en el año, lo que representa un incremento del 124%. Los rubros de servicios contratados de mantenimiento y seguros tuvieron un importante incremento del 182,9% y 130,90%, respectivamente. La depreciación tuvo un incremento relativamente moderado pero dada su fuerte influencia en el costo total, su impacto es mayor al del costo de personal. La operación de la Refinería Esmeraldas experimentó un alto índice de paros no-programados lo que aumentó los costos

21 www.petrocomercial.com – Consultado 28-09-06

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unitarios y de mantenimiento correctivo. La composición de los costos unitarios de Petroindustrial se muestra a continuación, expresados en dólares por barril.

SOTE: Composición de Costos Unitarios

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

DEPRECIACIÓNADMINISTRATIVOOPERATIVO

FIGURA 34: Composición de costos unitarios de Petroindustrial Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones de PETROECUADOR. Los indicadores de Gestión de Eficiencia Económica del año 2004, determinan que el Costo Total alcanzó los 3,1422 dólares/Barril, que comparado con el Costo Total de 3,5781 dólares/Barril que se tenía previsto como meta del Plan Operativo 2004, se obtiene una diferencia de 0,4359 dólares/Barril, que representa el 12,18% de disminución del Costo Total / Barril, optimizándose al eficacia empresarial22, tal como se muestra en la siguiente tabla.

TABLA 16: Costo Total/Barril de los Derivados de petróleo en Ecuador (año 2004)

Concepto Metas plan operativo 2004

Cumplimiento a diciembre 2004

Costo total / barril 3,5781 3,1422 Costos operativos / barril 3,2374 2,83 Costos de personal / barril 0,5077 0,4529

Gastos de operación y mantenimiento / barril 1,9076 1,9499 Gastos de materiales / barril 0,4478 0,2156

Fuente: Informe Ejecutivo de Cumplimiento del Plan Operativo, Enero – Diciembre 2004.

3.2.6. Análisis de datos

3.2.6.1. Diversificación de energía secundaria Como se mencionó, el fuel oil es la energía más importante seguida de diesel. La electricidad muestra un comportamiento estable al alza y aparece como tercera en importancia. La producción de gasolina/alcohol y de kerosene y turbo muestran un decrecimiento del 2003 a 2004.

22 Petrocomercial, Enero – Diciembre de 2004, Informe Ejecutivo de Cumplimiento del Plan Operativo 2004, Pág. 7

40

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3.2.6.2. Propiedad de energía secundaria (% de recursos naturales)

A diferencia del caso de la energía primaria, parte de la energía secundaria es importada, incluyendo electricidad que se importa desde Colombia. El GLP, combustible de importancia clave por ser utilizado en la cocción doméstica es mayoritariamente importado.

3.2.6.3. Consumo de energía por sector La Figura 35 muestra el consumo de energía secundaria por tipo, en la industria. Puede apreciarse un gran salto en el uso de fuel oil en la industria entre el 2003 y el 2004. La importancia relativa de los productos de la caña tiene que ver con el uso del bagazo en los ingenios azucareros. El uso lícito de gas licuado de petróleo en la industria no es tan extendido.

05

10152025

303540

4550

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ener

gía

(*10

00 T

J)

LeñaProductos de CañaElectricidadGas LicuadoGasolinas/AlcoholDiesel OilFuel Oil

FIGURA 35: Uso de energía en el sector industrial Fuente: OLADE SIEE. Figura Preparada por ESPOL.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Año

Ener

gía

(*10

00 T

J)

LeñaElectricidadGas LicuadoGasolinas/AlcoholDiesel Oil

FIGURA 36: Evolución de energía en el sector residencial Fuente: OLADE SIEE. Figura Preparada por ESPOL.

41

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De la Figura 36 (consumo de energía en el sector residencial) se puede apreciar que el consumo de GLP se ha incrementado, mientras que la leña pierde importancia. El consumo residencial de electricidad ha crecido de manera significativa a más del doble en el periodo desde 1990 a 2004. De la Figura 37 (consumo de energía en el sector comercial, de servicios y público), el sector ha aumentado su consumo de electricidad en casi tres veces durante el periodo. El uso del gas se ha mantenido esencialmente plano. El combustible mayoritariamente usado en el sector agricultura, minería y pesca es el diesel (figura 38). El consumo de este producto subió entre 1990 y 1994 y a partir de entonces ha caído. No se tienen datos desagregados para presentar una explicación a este comportamiento.

Uso de energía en el sector comercial, serv., pub.

0123456789

10

Año

Ener

g ía

(*10

00 T

J) Electricidad

Gas Licuado

Gasolinas/Alcohol

Diesel Oil

Fuel Oil

FIGURA 37: Evolución del uso de energía en el sector comercial y sectores públicos Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.

Uso de energía en agro, pesca, minería (1990-2004)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ene

rgía

(*10

00 T

J)

Diesel Oil FIGURA 38: Evolución del uso de energía en la agricultura, pesca y minería Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.

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El consumo de energía en el sector transporte se muestra en la Figura 39 en donde puede apreciarse que el diesel y las gasolinas son los combustibles más importantes. El consumo de estos combustibles presenta una tendencia creciente hasta el año 2003 con una caída en el 2004.

Uso de energía en Transporte (1990-2004)

010

203040

506070

8090

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Año

Ener

gía

(*10

00 T

J)

Gasolinas/AlcoholKerosene y TurboDiesel OilFuel Oil

FIGURA 39: Evolución del uso de energía en el sector del transporte Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.

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4. Identificación de las principales fuentes de energía renovable

4.1. Energías renovables (Perú) En función de su baja densidad energética, las fuentes renovables representan candidatas ideales para atender los nichos de mercado que representan las áreas aisladas y el medio rural, ya que su abastecimiento, vía extensión de la red, presenta enormes dificultades debido a la gran dispersión espacial de los consumidores y la elevada inversión que representaría ampliar las redes de distribución. No obstante, conforme apunta Scalambrini (2001), estas dificultades pueden ser interpretadas como ventajas para el uso de energías renovables, en particular de la energía solar fotovoltaica, cuya factibilidad de empleo en pequeña escala, generando localmente sin precisar de redes de distribución, resolvería el problema del abastecimiento de pequeñas propiedades y comunidades aisladas (Scalambrini, 2001). El Potencial de producción Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables se indica en la Tabla 17. TABLA 17: Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables en el Perú

Fuente Potencial de producción Hidroenergía 2.852 103 (Tep/año) Leña 66 106 (Tep/año) Residuos Agrícolas 0,53 106 (Tep/año) Residuos pecuarios 0,15 106 (Tep/año) Residuos agroindustriales 0,395 106 (Tep/año) Residuos urbanos 0,236 106 (Tep/año) Energía eólica 450-5.000 (kWh/m2/año) Energía solar 4-5 (kWh/m2)

Fuente: Estudio Integral de Energía (IDEE/Fundación Bariloche, 2001) apud CEPAL, 2005

4.1.1. Hidroelectricidad La capacidad probada del potencial hidroeléctrico es de aproximadamente 6 GW, pero si se incorporan los potenciales probables y posibles, el potencial total y la energía firme producible pasarían a ser respectivamente de 74 GW y 316.702 GWh. En consecuencia, aún falta por evaluar en Perú, desde el punto de vista técnico y económico financiero, casi 68.000 MW, lo cual convierte a este recurso, por su carácter renovable, en el más importante entre los recursos energéticos del país. Con relación a la capacidad instalada en centrales eléctricas, se tiene que ésta asciende a 6.201 MW, de los cuales el 52% es de origen hidráulico y el restante es térmico. La Figura 40 muestra la distribución de las principales centrales eléctricas, según su origen.

44

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FIGURA 40: Potencia Instalada en 2005, según su origen Fuente: DGE (2005) En lo que respecta a la generación de energía eléctrica, la participación de las centrales hidroeléctricas es de 70%; las regiones que han generado energía en mayores proporciones con relación a la producción total para el mercado eléctrico fueron: Huancavelica (28,5%), Lima (16,8%), Junin (8,7%), Callao (7,8%), Ancash (6,7%), Moquegua (5,5%), Ucayali (5,8%) y Arequipa (3,5%), según se indica en la Figura 41.

FIGURA 41: Producción de Energía Eléctrica en 2005, según su origen Fuente: DGE (2005). En cuanto al conocimiento del potencial de generación a través de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, el Ministerio de Energía y Minas, a través del Proyecto FONER, tiene previsto realizar un estudio para la evaluación preliminar del potencial hidroeléctrico a nivel nacional. Se espera que este estudio esté disponible a mediados de 2007. Entre los proyectos pilotos más relevantes tenemos el Proyecto “Fondo de Promoción de Microcentrales Hidroeléctricas”, conducido por ITDG con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo, implementó, entre los años 1992 y 2005, un fondo revolvente para el desarrollo de microcentrales hidroeléctricas –MCHs en el Perú. Mediante este mecanismo se entregaron créditos por más de US$ 940,000, movilizándose inversiones complementarias gubernamentales, privadas y de cooperación cercanas a los US$ 3.000.000. Fueron financiadas 42 MCHs23, representando, en términos de potencia instalada, 1.5 MW; se estima que fueron beneficiadas 3 mil familias de zonas rurales del país (Coello, 2006). Asimismo, la puesta en marcha de las MCHs ha permitido la creación de 200 pequeños negocios y el

23 Las MCHs fueron implementadas mayoritariamente en el departamento de Cajamarca (un total de 31), representando un total de 1 MW en términos de potencia instalada.

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incremento de los ingresos familiares locales en un 33%, tanto por estos nuevos negocios como por la mejora de los previamente existentes. La distribución espacial de estas centrales se muestra en la Figura 42.

Potencia y número de MCHs instaladas

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FIGURA 42: Potencia instalada y número de MCHs instaladas por Departamento –“Fondo de Promoción de Microcentrales Hidroeléctricas” Fuente: Prado (2006).

4.1.2. Eólica La energía eólica aparece en el país en los años sesenta, para bombeo de agua, en la costa sur y norte del país. Desde entonces, las llamadas aerobombas tuvieron un corto apogeo entre los años 1980-1990, sobre todo la zona de Miramar, en Piura, donde se estima que existan 1.500 y en la zona de Pachacutec, en Arequipa; estas últimas ya no están en operación debido a que la red de suministro de agua potable ya ha cubierto la demanda existente en el lugar, por lo cual los pobladores han optado por no usar estos sistemas (CENERGIA, 2003). Las primeras mediciones de potencial eólico, con fines energéticos, fueron efectuadas por ELECTROPERU, SENAMHI y CORPAC. En 1983, OLADE presentó un mapa eólico preliminar del Perú, basado en mediciones realizadas en 48 estaciones distribuidas por todo el país24. Otras evaluaciones han sido realizadas, sobre todo para aplicaciones de bombeo eólico, por instituciones como ITINTEC25 y la Cooperación Técnica Alemana (GTZ) en los departamentos de Piura y Lambayeque. Hasta el momento se cuenta con evaluaciones puntuales de viento, realizadas por diversas instituciones; las principales son (ibidem):

- Estudio meteorológico del departamento de Piura (1980), realizado por ITINTEC.

24 En las evaluaciones de potencial eólico de 1983, OLADE estimó una densidad de potencia eléctrica de 62 W/m2, densidad de energía 537 kWh/ m2; velocidad del viento: 2. 9 m/s. 25 El Instituto de Investigación Tecnológica y Normas Técnicas (ITINTEC) era un organismo público descentralizado, cuya finalidad era la investigación tecnológica e industrial y el establecimiento de las normas técnicas industriales. Sus fondos, provenientes del 2% de las ganancias fiscales del sector privado, eran empleados en investigación científica y tecnológica para la industria. Las reformas introducidas en la administración pública a inicios de la década de los 90s, dio inicio a un proceso acelerado de reajuste económico, liberalización de la economía, apertura del mercado, privatización de la actividad empresarial del Estado y desregulación; en esta coyuntura, fueron suprimidas las funciones de control y fiscalización del ITINTEC, tanto en la industria como en el comercio, hasta que fue por último desactivado a finales de 1992.

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- Estudio de vientos del departamento de Puno (1982-1983), efectuado por la consultora alemana ITC, a solicitud del Convenio GTZ-CORPUNO.

- Estudio de vientos de Characato, Arequipa (1981), llevado a cabo por ITINTEC. - Estudio de vientos de Lurín y Villa en Lima (1984), también realizados por ITINTEC. - Estudio de vientos en Apurimac y Junín (1984), por ITINTEC.

Actualmente, el Proyecto FONER viene desarrollando las actividades para la contratación de la elaboración de un atlas eólico a nivel nacional. Se espera que esté culminado a fines de 2007. a) Central Eólica Malabrigo Esta central eólica de 250 kW fabricada en Dinamarca, marca MICON, instalada en abril de 1996, se ubica en el departamento de La Libertad, localidad Puerto Malabrigo, a 45 m.s.n.m. y con una velocidad promedio de viento de 7,6 m/s (a 30 m) viene operando en forma normal. La energía eléctrica producida por el aerogenerador es recibida por un transformador trifásico de 312 kVA–10 kV/440 V y despachada a la localidad de Malabrigo, siendo comercializada por la empresa de distribución Hidrandina, beneficiando a una población de 1.785 habitantes, que habitan en 357 viviendas. b) Central Eólica San Juan de Marcona La central eólica San Juan de Marcona de 450 kW fabricada en el Japón, marca MITSUBISHI, está ubicada en el departamento de Ica, distrito de Marcona, a 45 m.s.n.m. y con una velocidad promedio de viento de 9,12 m/s (a 40 m) viene operando desde el año 1999 aunque en forma inestable, presentando algunas fallas de funcionamiento. El objetivo del proyecto es suministrar electricidad en forma permanente y confiable a unas 643 viviendas, beneficiando a una población de 3. 215 habitantes. La entidad responsable de la operación de la Central Eólica es ADINELSA26, la cual comercializa la energía producida a Electroperú. En base a los resultados del análisis de los registros de viento de las localidades donde fueron instalados estos proyectos pilotos, y al performance de dichos aerogeneradores, ADINELSA ha estimado el potencial eólico de Malabrigo y San Juan de Marcona en 30 MW y100 MW, respectivamente (ADINELSA, 2006).

4.1.3. Geotérmica La energía geotérmica resulta del aprovechamiento de las diferencias de temperatura que se presentan en el subsuelo. Esto permite el calentamiento del agua subterránea, que en algunos casos llega a vaporizarse (géisers). La fuente puede ser de alta entalpía, si la temperatura del agua es suficiente para generar electricidad, o de baja entalpía, si se le puede aprovechar sólo para calefacción. El Perú posee alrededor de 300 manifestaciones de aguas termales entre 49°C y 89°C, situadas a lo largo de la Cordillera Occidental y en menos proporción en los valles interandinos y la zona oriental, que sólo serían aptas para el calentamiento de agua y calefacción (Atlas Minería y Energía en el Perú, 2001). El Ministerio de Energía y Minas hizo una interpretación geológica, considerando los aspectos socioeconómicos de desarrollo industrial y de posible sustitución de derivados de petróleo en centrales térmicas, lo cual permitió establecer el siguiente orden de prioridades: (i) Cadena de Conos Volcánicos; (ii) Puno-Cuzco; (iii) Cajamarca; (iv) Huaraz; (v) Churín; y (vi) Central (CEPAL, 2005). De éstas, las mejores perspectivas de aprovechamiento geotérmico para la generación de

26 ADINELSA es una empresa estatal de derecho privado, que tiene como finalidad administrar las obras de electrificación rural que el Estado haya ejecutado o ejecute en las zonas rurales y aisladas del Perú, las mismas que se encuentran fuera de la zona de concesión de las empresas distribuidoras de electricidad. ADINELSA efectúa la administración de sus instalaciones encargando la operación y mantenimiento a empresas concesionarias

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energía eléctrica corresponden a las regiones v y ii (Aguinaga, 2006). El mapa de regiones geotérmicas del Perú se muestra en la Figura 43.

FIGURA 43: Mapa de Regiones Geotérmicas de mayor interés en el Perú Fuente: Aguinaga (2006)

4.1.4. Solar El Perú cuenta con una gran potencial de energía solar, gracias a que presenta una topografía muy variada y gran diversidad climática. Con el objetivo de poder identificar las zonas potenciales para el aprovechamiento energético en el país, ha sido elaborado el Atlas de Energía Solar, en el marco del proyecto PER/98/G31: “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica en el Perú”. Este instrumento permitirá conocer la distribución y la variación de la irradiación solar en el territorio, y, de esta manera permitirá optimizará el dimensionamiento y diseño de los equipos que utilizan esta fuente de energía. Así también, se posibilitan otras aplicaciones en los diferentes sectores siendo uno de ellos el agrícola, por la creciente utilización de la variable solar en los modelos de simulación de cultivos, por ejemplo. La figura 44 muestra el promedio anual de la Irradiación diaria en el Perú.

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FIGURA 44: Promedio anual de la Irradiación diaria (1975-1990) Fuente: Atlas de Energía Solar del Perú (2003).

4.1.5. Solar térmica La energía solar térmica ha tenido en el país principalmente las siguientes aplicaciones: (i) calentamiento de agua, a través de termas solares, mayoritariamente instaladas en viviendas, hoteles, hospitales, comedores populares, entre otros; (ii) secado de productos agrícolas; y (iii) cocción solar (cocinas de tipo caja y parábola). Las termas solares fueron introducidas al mercado en los años 80 por ITINTEC y algunas ONGs y universidades, sobre todo como prototipos de investigaciones realizadas a lo largo de esta década. Actualmente existen proveedores de estos equipos en diversos departamentos del país. En cuanto a las cocinas solares, se han llevado a cabo pocos proyectos de diseminación, en Chimbote, Puno y Arequipa. Éstas, al poder concentrar la radiación solar en un pequeño volumen, pueden satisfacer los requerimientos de cocción en localidades rurales en las que no hay disponibilidad de leña o es difícil el transporte y comercialización de combustibles.

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En cuanto al secado solar, se ha puesto en evidencia la aceptabilidad social, viabilidad económica (en varios casos) y la madurez de la tecnología del secado para nuestro medio rural. Sin embargo, existe una necesidad de promoción frente a las organizaciones campesinas, así como una oferta de insumos para los secadores. Las encuestas realizadas por la Oficina Técnica de Energía del Ministerio de Energía y Minas, con el objeto de elaborar el Balance Nacional de Energía Útil de 1999, determinaron el empleo de colectores solares planos para el calentamiento de agua en los sectores residencial y comercial de 8 ciudades, especialmente Lima y Callao. En el estudio integral de energía se precisa que “en Perú se puede mencionar como un verdadero éxito la instalación de termas solares en la zona de Arequipa, donde se han relevado 10.092 termas, que corresponde a cerca de 6,7 MW de capacidad total instalada” (CEPAL, 2005). En cuanto a las cocinas y secadores solares, se estima que existen, a nivel nacional, 640 y 764, respectivamente (CENERGIA, 2003). El mercado de la energía solar térmica se concentra fundamentalmente en el sector urbano, debido a que más del 90% de los equipos son termas solares, las cuales son de uso predominantemente urbano, ya que necesitan de un suministro de agua de la red. Respecto a los proyectos pilotos, se pueden mencionar los siguientes: a) Proyecto “Desarrollo de secadores solares para productos agrícolas y alimenticios” Los secadores solares tecnificados fueron introducidos con este proyecto, financiado por GTZ y ejecutado entre los años 1983-1988 por universidades peruanas. Los productos que se pueden secar con estas tecnologías son: papa, maíz, mote, tarwi, carne, café, higos, aceitunas, uvas, durazno, lúcuma, dátil, guinda, ají, manzanilla, orégano, alfalfa, cochinilla, entre otros. b) Proyecto “Desarrollo de secadores solares de café y cacao” Se realizó en el año 1997, a través del convenio ADEX-AID, mediante el cual se diseñaron e instalaron unos 700 secadores solares de tipo invernadero en las regiones de Jaén, Moyobamba, Tarapoto, Quillabamba, Chanchamayo, Satipo, Tingo María y Tocache.

4.1.6. Solar Fotovoltaica Hoy en día es común la práctica de energizar las viviendas aisladas, que presentan características de bajo consumo y con familias, en general, de bajo poder adquisitivo, a través de los llamados Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios –SFD; se estima que en la última década fueron instalados más de 500.00027 de estos en el mundo. Este mercado presenta dimensiones considerables si es considerado el de hecho de que aproximadamente dos billones de personas, en los países en desarrollo, no tienen acceso a la energía (WEA, 2000). Es oportuno resaltar que la bondad de los SFD no debe mensurarse en términos de potencia instalada, mas si en función de la cantidad de personas beneficiadas y aún más debido a los servicios que son proporcionados: luz, radio, televisión, entre otros (ibidem). En el caso del Perú, la tecnología fotovoltaica viene, a lo largo de los últimos años, convirtiéndose en tecnología de aplicación común, suministrando energía eléctrica para domicilios, escuelas, centros comunitarios, iglesias, telefonía rural y bombeo de agua, principalmente. Conviene destacar que muchos de los proyectos desarrollados en zonas rurales han contado con la participación de la Cooperación Internacional, pues aunque las tasas de crecimiento de la producción mundial de módulos fotovoltaicos –que es el componente más caro del sistema – han sido altas, el precio del módulo aún sigue representando una importante barrera para la diseminación masiva de esta tecnología.

27 Típicamente sistemas de 50 Wp.

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Se estima que, aunque no hayan datos oficiales, que existe alrededor de 1,5 MWp de potencia instalada, distribuida, a nivel departamental, según se indica en la Figura 45 (Espinoza, 2006).

FIGURA 45: Potencia Instalada (kWp) y número de sistemas fotovoltaicos en el Perú Fuente: Elaboración propia, basado en Espinoza (2006) a) Proyecto SOLSISTEMAS En 1986, a través del auspicio de GTZ, se dio inicio a un proyecto de electrificación utilizando tecnología fotovoltaica. En una primera fase se instalaron 50 sistemas adquiridos en Alemania, en calidad de prueba y que fueron adquiridos, posteriormente, por los usuarios bajo condiciones no comerciales. En una segunda fase, que cubre el período 1986-1987, utilizando los recursos económicos de CORPUNO (Corporación de Fomento y Promoción Social y Económica de Puno), se instalaron otros 200 sistemas. A continuación fue suscrito un segundo convenio Perú – Alemania, que cubría inicialmente el período 1991-1995, en el que se vendieron e instalaron varios otros sistemas. En esta etapa también se realizaron diversas instalaciones para uso comunitario y con fines sociales. Sin embargo, por causa de la violencia política desatada por Sendero Luminoso y el consecuente estado de guerra interna, los expertos alemanes fueron amenazados y tuvieron que retirarse. Es de señalar que, a través de este proyecto, se instaló un total de 500 sistemas fotovoltaicos en la región. Al retirarse GTZ, el saldo de sistemas y accesorios fue transferido a CORPUNO (CER-UNI, 2006; PER/98/G31, 2005b). b) Proyecto Electrificación Fotovoltaica Insular Bajo el marco de este proyecto, desarrollado entre enero de 1996 y mayo de 1997, con el auspicio del Ministerio de Energía y Minas del Perú, y continuado posteriormente por el CER-UNI, se ha instalado 147 SFD en viviendas de las islas Taquile, Soto y Uros del lago Titicaca de Puno (PER/98/G31, 2005b). c) PER/98/G31: “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica en el Perú” La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas- DEP/MEM, instaló en el período 1997-2000, 1. 355 SFDs, como un adelanto de la contraparte peruana en el Proyecto PER/98/G31, suscrito entre el Gobierno Peruano y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo – PNUD. El presupuesto total del Proyecto es de US$ 8.714.157, de los cuales US$ 3.930.093 corresponde a una donación del GEF, US$ 3.908.268 al aporte del Gobierno y, finalmente, US$ 875.796 proveniente de los aportes de los usuarios finales (PER/98/G31, 2004). La duración del Proyecto es de 5 años, iniciando sus actividades en Marzo de 1999 y su finalización prevista en Febrero de 2004. Sin embargo, la DEP/MEM y PNUD han considerado necesario la continuación de las actividades del Proyecto por un período adicional de tres años, a contar del 1 de

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Marzo de 2004 y la reformulación de los componentes y actividades del mismo en función a su grado de ejecución; de esta manera, el objetivo inmediato de este Proyecto es: “establecer en el MEM las bases técnicas y normativas a fin de promover la energía fotovoltaica y de diseñar e implementar un programa inicial para la electrificación de comunidades rurales que empleen sistemas fotovoltaicos” (PER/98/G31, 2005a). Dado que una de las premisas básicas del Proyecto reside en “asegurar la sostenibilidad de los sistemas que se instalen, independientemente de su número”, fue realizada, en 2003, una evaluación muestral de SFDs. Del total de 724 SFDs evaluados in situ, el 36% estaba fuera de operación. En el restante, aunque si bien prestaban algún grado de servicio, se observaron fallas en los controladores de carga, deficiencias en: cableado interno, disposición de las luminarias, conexiones directas a baterías, “puentes”, entre otros (Cervantes, 2003; 2004). De los resultados de la visita técnica, fue evidente que el componente solar (módulo fotovoltaico) no presentó prácticamente fallas y si los componentes complementarios que constituyen el SFD, razón por la cual se recomendó la reposición de estos equipos, principalmente baterías, controladores de carga y luminarias. Es oportuno mencionar que la reposición de componentes de los SFDs, como única medida a adoptar, no garantiza per se la sostenibilidad de éstos en el tiempo. Será necesario contrastar esta acción y el monto que exige, con la realidad socio-económica de las localidades donde se encuentran los SFDs, complementándola con la adopción de nuevos sistemas de gestión –en los casos necesarios– labores orientadas a la capacitación y fortalecimiento de comités locales y monitoreo sistemático de los sistemas (ibidem).La DEP/MEM tiene planificado instalar 4,524 SFD en el 2007 y 2,500 en 2008.

4.1.7. Biomasa Perú es un país privilegiado en lo que se refiere a recursos forestales y ocupa la segunda posición en América Latina de acuerdo con su superficie selvática. En 1988, la Dirección General Forestal y de Fauna (DGFF) estimó para los recursos forestales peruanos un flujo máximo sostenible de 66 millones de Tep/año, que equivaldría a 36 veces el consumo de leña estimado en 1998. Si se agrega el potencial disponible de residuos agrícolas y agroindustriales, el potencial de bioenergías es claramente superior a las actuales reservas peruanas de petróleo, 43 millones de Tep (CEPAL & GTZ, 2004). La distribución del potencial bioenergético realizado por OLADE, se muestra en la siguiente figura, donde se dan los valores en 103Ton, junto al porcentaje que lo representa (por ejemplo, residuos urbanos, 219.942 103Ton que equivale a 80%).

2850, 1% 1793, 1%

7981, 3%24166, 9%

219942, 80%

15613, 6%

LEÑABAGAZOAGRICULTURAAGROINDUSTRIAPECUARIORESIDUOS URBANOS

FIGURA 46: Potencial Bioenergético en el Perú Fuente: SIEE –OLADE (2006)

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4.2. Energías renovables (Ecuador)

4.2.1. Hidráulica En el Ecuador existen proyectos en estudio de pre-factibilidad básica, factibilidad avanzada, ante-proyectos e inventario para centrales hidroeléctricas mayores a 1 MW. Existen 26 proyectos con una potencia mayor de 100MW, de los cuales mencionamos a los más importantes que son el Proyecto Verdeyacu de 1.140 MW en el río Verdeyacu y el Proyecto Naiza de 986 MW en el río Namangoza. Los costos por cada KW oscilan aproximadamente entre US$ 746 y US$ 6.593, esto depende mucho de las características de cada proyecto. Existen alrededor de 145 proyectos, de los cuales 14 están en estudio de pre-factibilidad, 11 están inventariadas, 8 están en factibilidad, 10 en prefactibilidad básica, 3 en factibilidad avanzada y 19 en anteproyecto. La potencia instalable de todos los proyectos es de 15.576 MW y la energía media estimada es de 663.866 GW/año, de los cuales el 70,48% le corresponde a la vertiente del Amazonas.

4.2.2. Eólica Para la energía eólica como también para la energía solar, no existen recientes inventarios. Alguna información viene todavía usada de un estudio conducido al inicio de los 80, desarrollado por el Instituto Nacional de Energía con asitencia técnica de la Organización de Estados Americanos (OEA).y financiado por Corporación Andina de Fomento CAF (INE, 1986). Este estudio se usó como fuente para un anterior studio desarrollado por por la misma institución, que identificó el potencial solar y eólico del país. INE identificó sólo cuatro sitios con velocidades arriba de los 5 m/s en la provincia de Carchi (El Angel 6.5 m/s), dos en Pichincha (Olmedo 5 m/s y Machachi 6,56 m/s), uno en Cotopaxi (8.1 m/s) y uno en in Galápagos (Seymour 5.1 m/s). También se identificaron 30 sitios con velocidades entre 2,5 y 5 m/s. Uno de los proyectos está localizado en uno de los sitios listados por el reporte de la OPET (OPET, 2005) el proyecto Salinas. El INE concluye que hay un limitado potencial de vientos para la explotación de la energía eólica en el país. El estudio, sin embargo, concluye que hay un fuerte potencial para las aerobombas por las bajas y medias velocidades del viento, para consumo humano, irrigación y ganadería.

4.2.3. Geotérmica No hay instalaciones de energía geotérmica en el Ecuador. CONELEC está promoviendo tres proyectos para una capacidad instalada de 534 MW y tiene una lista de 17 áreas con potencial probable (CONELEC web).

4.2.4. Solar (térmica y fotovoltaica) El Instituto Nacional de Energía (INE) identificó áreas de un gran potencial en zonas del norte de la región Sierra – Pichincha cerca de Quito y Imbabura cerca de Ibarra, con una irradiación mínima de 2 kWh/m2-día; en la región Central y Sur de la sierra la irradiación encontrada en valores de 1 y 2 kWh/m2-día. Las Islas Galápagos fueron también definidas como un buen potencial y en la región Costa el potencial osciló entre 1 y 1,6 kWh/m2-día. El proyecto OPET da potenciales de 3,5 a 4,5 kWh/m2-día, con los más altos valores de 4,5 en Galápagos y en la región andina, seguido de la región amazónica con 3,8 y la región Costa con 3,5.

4.2.5. Biomasa Con respecto al potencial y uso de la biomasa, los balances energéticos (OLADE, 2003) muestra que la leña todavía viene usada fuertemente en el sector residencial, y una relativamente pequeña

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cantidad en industrias. No existes estudios recientes que analicen la situación de la biomasa en el país. Casos como el reportado por ESMAP (2005) y descrito en el WP5 muestran que la leña viene usada como combustible en la cocción y también para conservación de alimentos, en las zonas rurales del Ecuador. El caso Ozogoche muestra que la paja y hierba es usada en la cocción (ESMAP 2005).

4.2.6. Energía de olas marinas ESPOL está preparando un proyecto para la evaluación del potencial energético de las olas en las áreas costeras del Ecuador. Un contrato de colaboración con COPPE-UFRJ del Brasil esta siendo firmado. No hay estudios conocidos sobre datos de este potencial. Uan propuesta fue presentada recientemente al CEREPS28 para búsqueda de fondos de investigación.

28 CEREPS is a fund created as a replacement of the former Hedging fund that was meant to attenuate the oil price variations and secure the ability of the country to serve its foreign debt. The CEREPS fund has a yearly allocation for research to which research centers and universities can access on a competitive basis.

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5. Identificación de las tecnologías principales

5.1. Identificación de las tecnologías principales (Perú)

5.1.1. Tecnologías para combustibles fósiles

5.1.1.1. Motor de combustión interna Los motores de combustión interna han dominado por muchos años el mercado de lo que hoy es conocido como generación distribuida (GD29), gracias a las aplicaciones confiables y económicas de esta tecnología en hospitales, aeropuertos, industrias, regiones remotas, etc. La tecnología es disponible comercialmente, los niveles de eficiencia actuales son relativamente altos –en el orden de 30 a 40%- y las principales barreras ambientales existentes en el pasado, relativas a las emisiones atmosféricas e al nivel de ruido, han sido sensiblemente reducidas. En el Perú, tradicionalmente las aplicaciones de esta tecnología han sido: (i) zonas rurales y aisladas, en las cuales la extensión de la red eléctrica convencional no era factible por razones económicas y/o ambientales; y (ii) instalaciones cuyo sistema eléctrico no puede tolerar variaciones de frecuencia, tensión así como interrupciones en el abastecimiento. En este último caso, esta eventual calidad y confiabilidad superior de abastecimiento a través de esta tecnología de GD justifica los costos unitarios de producción relativamente mayores a los obtenidos a través del abastecimiento mediante la red eléctrica. La mayor penetración de esta tecnología se dio en el periodo 1992-1993, debido a que el país se encontraba en medio de una crisis mayor de abastecimiento de electricidad, de aproximadamente 30% de racionamiento al mercado, como consecuencia de la presencia del Fenómeno climatológico de El Niño30. Se certificaba que el parque generador de electricidad era económicamente desadaptado, se encontraba en pésimas condiciones de operatividad y mantenimiento, y dependía sustantivamente del régimen hidrológico. Se estima que en Lima y Callao actualmente exista un total de 502 grupos diesel de emergencia, representando una potencia instalada de 419 MW31. La Tabla 18 muestra la distribución de los grupos diesel, según su potencia. TABLA 18: Grupos Diesel instalados en Lima y Callao Potencia (kW) Número de

Generadores Potencia Total

(kW) 50-100 74 5.454 100-250 136 24.395 250-500 112 40.650 500-1,000 82 58.025 > 1.000 98 290.423 Fuente: CENERGIA (2004). A continuación se presenta la potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean esta tecnología de generación.

29 La GD se define como el uso integrado o aislado de recursos modulares, en general de pequeña potencia, por parte de concesionarias, consumidores y terceros en aplicaciones que benefician el sistema eléctrico y/o consumidores específicos. Este término es análogo a otras expresiones comúnmente usadas como: autogeneración, generación in situ, cogeneración y generación exclusiva” (Turkson & Wohlgemuth, 2001). 30 Además de la crisis severa que experimentaba el sector eléctrico debido a la falta de inversión estatal, otro factor importante que contribuyó a la mayor diseminación de esta tecnología fue el deterioro de la infraestructura ocasionado por el fenómeno del terrorismo. Estas unidades de generación se utilizaron generalmente como sistemas de backup. 31 Del total de 502 grupos, 341 han sido instalados en el período 1993-2000; el restante fue antes del año de 1993.

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TABLA 19: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean grupos Diesel

Central Potencia Efectiva Rendimiento

Promedio Termoeléctrica MW kWh/galón Piura 22,20 14,54 Chiclayo Oeste 24,10 14,22 Sullana 10,31 12,76 Paita 8,82 12,55 Pacasmayo 17,66 12,90 Chilina 45,88 13,17 Mollendo 31,46 16,27 Ilo 3,18 15,03 Calana 25,51 16,72 Dolorespata 11,83 10,07 Bellavista 3,35 12,71 Taparachi 4,48 12,88 Tumbes 18,09 18,37 Cummins 1,24 14,56 Yarinacocha 24,98 16,14

Fuente: COES SINAC (2006).

5.1.1.2. Turbina a gas Para las instalaciones con turbinas de gas, la siguiente tabla muestra las características técnicas, pertenecientes al SEIN. TABLA 20: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean turbina a gas

Central Termoeléctrica

Potencia Efectiva MW

Rendimiento Promedio

kWh/galón Chimbote 42,69 6,37 Trujillo 21,35 7,78 Piura 20,95 9,81 Santa Rosa 105,81 9,84 Santa Rosa (1) 123,30 93,83 Malacas (1) 97,35 91,59 Aguaytía (1) 165,19 86,72 Mollendo 71,02 10,20 Ilo 69,54 11,74 Malacas (1) 44,80 61,27 Ventanilla (1) 315,32 104,58

Notas: (1) El rendimiento en kWh/MPC. Fuente: COES SINAC (2006)

5.1.1.3. Turbina de vapor Para las instalaciones con turbinas de vapor, la siguiente tabla muestra las características técnicas, pertenecientes al SEIN.

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TABLA 21: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del SEIN que emplean turbina de vapor

Central Termoeléctrica

Potencia Efectiva MW

Rendimiento Promedio

kWh/galón San Nicolás 64,50 11,60 Ilo 150,17 10,90 Ilo (1) 141,08 2,64

Notas: (1) El rendimiento en kWh/kg. Fuente: COES SINAC (2006)

5.1.1.4. Ciclos combinados La central de ciclo combinado Ventanilla, propiedad de la Empresa de Generación de Energía Eléctrica de Lima –EDEGEL32, es la única central de este tipo en el Perú y opera con gas natural proveniente de Camisea. Con una potencia instalada de 492 MW, esta central entró en operación comercial en octubre de 2006; su período de construcción ha sido de dos años y ha significado una inversión de US$ 135 millones. TABLA 22: Características Generales de la central de ciclo combinado Ventanilla Turbina 2 turbinas de gas Siemens V84.3 A

2 calderas recuperadoras de calor 1 turbina a vapor

Potencia Ciclo Simple 2 x 157 MW aprox. Ciclo Combinado 160 MW TV + 25 MW Fuego adicional aproximado

Puesta en marcha Primera caldera: julio 2006 Segunda caldera: septiembre 2006

Fuente: EDEGEL (2006)

5.1.1.5. Costos de producción de las centrales de generación En la figura 47 se da en forma comparativa los costos de generación de las centrales actualmente en operación en Perú. Se puede encontrar una turbina a gas funcionando con diesel (CS diesel) de muy baja eficiencia, y con muy altos costos de operación, hasta un ciclo combinado (CC) con costos diez veces menores.

32 EDEGEL es la mayor compañía privada de generación de electricidad en el Perú. A la fecha cuenta con una potencia efectiva total de 1.283,8 MW, de la cual 739,4 MW corresponde a potencia hidroeléctrica y 544,4 MW a potencia termoeléctrica. EDEGEL es una subsidiaria del grupo español ENDESA.

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FIGURA 47: Costos para Generar Electricidad, según tipo de tecnología y combustible empleado a Noviembre de 2006 Fuente: OSINERG (2006) Notas: CC: Ciclo Combinado; CV: Central a Vapor; CS: Ciclo Simple; MD: Motor Diesel

5.1.2. Tecnologías para energía renovable En la siguiente tabla, se da una relación de las tecnologías de energía renovable que se encuentran a un buen nivel de desarrollo y confiables técnicamente; Las variables de factor de capacidad han sido tomadas de informaciones de la WEA, y los parámetros económicos se encuentran dentro de los rangos que se manejan en las instalaciones actuales a nivel mundial. TABLA 23: Tecnologías de energía renovable Tecnología Factor de

capacidad Inversión [US$/kW]

Costo energía (cents

US$/kWh)

Costo potencial energía previsto

(cents US$/kWh) Solar térmico 8-20 500-1700 3-20 2 ó 3-10 Solar fotovoltaico 8-20 5000-10000 25-125 5 ó 6-25 Turbinas eólicas 20-30 1100-1700 5-13 3-10 Hidroeléctricas Grandes Pequeñas

35-60 20-70

1000-3500 1200-3000

2-8

4-10

2-8

3-10 Geotérmica Electricidad Calor

45-90 20-70

800-3000 200-2000

2-10 0.5-5

1 ó 2-8 0.5-5

Biomasa Electricidad Calor

25-80 25-80

900-3000 250-750

5-15 1-5

4-10 1-5

Fuente: WEA (2000)

5.1.2.1. Fotovoltaica El costo económico de un sistema FV de 50 Wp (basado en cotizaciones de 1000 sistemas, incluyendo margen de venta al por menor, pero excluyendo todos los impuestos y obligaciones) se estima en US $564. Los costos de operación y mantenimiento se muestran en el análisis económico y financiero de un sistema representativo que se muestra en la Tabla 24. Los beneficios económicos se basan en que el sistema FV proporcione el mismo nivel de servicio que el que se da a un cliente de la

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red que consume 10 kWh/mes (suficiente para el alumbrado, los equipos de radio y sonido, e incluso para TV B/N), un patrón de uso verificado en las zonas rurales. Los costos de capital incluyen los costos de dos lámparas fluorescentes compactas de 11W. Este consumo se valoriza a la voluntad de pago (VdP) por iluminación (US$ 1.11/kWh), y que resulta en una TER de 18.1%. TABLA 24: Sistema fotovoltaico: análisis económico-financiero 0 1 2 4 6 8 9 1033

Beneficios kWh/mes [kWh/mes] 10 10 10 10 10 10 10 [kWh/año] 120 120 120 120 120 120 120 VdP 3,9 [Soles/kWh] 1,11 [US$/año] 133,2 133,2 133,2 133,2 133,2 133,2 133,2 Costos Costo de capital [US$] 563,6 Batería 60 [US$] 60 60 Regulador [US$] 45 Luminarias [US$] 15 15 Mantenimiento [US$] 12 12 12 12 12 12 12 total costos [US$] 563,64 12,00 12,00 87,00 12,00 87,00 12,00 57,00 Flujo económico neto -564 121 121 121 46 121 46 121 TIRE 18,1%

Fuente: Banco Mundial (2006).

5.1.2.2. Hidroeléctrica TABLA 25: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: análisis económico-financiero

Taruca ni

Moche I&II

C. Mulato

El Sauce

Graton TangucheII

Quitaracsa I

Santa Rita

SantaRosa

Datos Capacidad instalada

[MW] 49 20,6 8,6 9,4 5 30,3 114,6 170 4,1

Costo de capital [$USm] 54,3 16,7 8,7 11,7 5,1 27,5 119,9 137,0 3,6Tiempo de construcción

[años] 2 3 2 2 2 1,5 3 3 1.5

costo/kW [$US] 1108 812 1008 1239 1029 908 1046 806 872Costo anual de O&M

[$USm] 2,56 0,50 0,24 0,21 0,13 0,74 2,00 3,16 0,11

[como % del capital]

[ % ] 4,7 3,0 2,8 1,8 2,6 2,7 1,7 2,3 3,0

Factor de carga [ % ] 85.7 55,5 69,1 48,1 63,2 80,3 63,5 66,4 83,5Generación [GWh/

año] 368 100 52 40 28 213 638 989 30

Retornos económicos TIRE [ % ] 16,6 14,7 16,0 8,6 14,3 21,9 13,5 18,3 22,6TIRE con carbono

[ % ] 17,7 15,7 17,1 9,3 15,3 23,3 14,3 19,4 24,0

Fuente: Banco Mundial (2006). El Banco Mundial, a través de sus actividades en el Perú, ha identificado un número importante de pequeños sistemas hidráulicos privados que son viables y podrían aportar soluciones de bajo costo para la electrificación rural. La Tabla 25 ilustra una muestra de proyectos identificados, el primero 33 A efectos de presentación, sólo se ha mostrado los flujos de algunos años, hasta el año 10.

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de los cuales en Santa Rosa, se está implementando actualmente (con ventas de carbono al Fondo de Carbono para el Desarrollo Comunitario34, CDCF por sus siglas en inglés). La mayoría tienen tasas internas de retorno económico (TIRE) satisfactorios en el rango del 14 – 22%; solamente uno (el Sauce) no logra cumplir con la tasa de retorno. Cuando los beneficios de la reducción de emisiones de carbono se valoran a US$ 5/ton CO2 (el precio de compra obtenido por el proyecto Santa Rosa) la TIRE se incrementa de 1 – 15% (Banco Mundial, 2006). Como se muestra en la Figura 48, las TIRE estimadas se correlacionan fuertemente con el factor de carga: las que tienen factores de carga por encima del 70% típicamente se asocian con esquemas de irrigación que se benefician de la regulación de flujo. El Sauce tiene un bajo factor de carga, y por lo tanto un TIRE inferior a las demás opciones.

0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.90

Taruca

ni

Moche

Mulato

El Sau

ce

Graton

Tangu

che

Quitara

Santa

Rita

Santa

Rosa

Factor de cargaTIRE

FIGURA 48: TIRE vs. factor de carga anual Fuente: Banco Mundial (2006) El supuesto crucial es el de valoración del beneficio económico: los cálculos que se muestran arriba utilizan el precio PPA35 de Santa Rosa (en base al precio de barra del sistema interconectado en la subestación de Huacho, es decir potencia: US$ 10/kW-mes, y energía 3,86 US$ centavos/kWh pico y 2,85/kWh fuera de pico).

5.1.2.3. Geotérmica Las actividades de investigación geotérmica en el Perú se iniciaron en la década de los 70s, sin embargo el desarrollo de la misma es aún incipiente debido a la prioridad otorgada a otras fuentes de energía. En ese sentido, para impulsar esta actividad es necesario completar los estudios de base e identificar proyectos específicos, para lo cual será de mucha utilidad contar con el apoyo de

34 El Banco Mundial maneja alrededor de US$ 800 millones a través de distintos fondos del carbono; además, ha destinado importantes esfuerzos para el desarrollo del mercado del carbono, en primer lugar con la puesta en marcha del Fondo Prototipo del Carbono (PCF, por sus siglas en inglés) con el fin de demostrar la manera de obtener reducciones de gases de efecto invernadero eficaces en función de los costos y contribuir al mismo tiempo al desarrollo sostenible. Más recientemente, el Banco puso en marcha una serie de fondos del carbono para ampliar el aprendizaje por la práctica a los países pobres y abordar las fallas del mercado. El Fondo del Carbono para el Desarrollo Comunitario (FCDC) y el Fondo del Biocarbono (BioCF) permiten a las comunidades pobres más pequeñas y rurales en los países en desarrollo beneficiarse del financiamiento del carbono para efectos del desarrollo sostenible. 35 PPA -Power Purchase Agreement- es un contrato con plazo predefinido para compra y venta de energía entre un productor independiente de energía y una concesionaria. El PPA especifica los términos y condiciones bajo los cuales la energía será generada y comprada.

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instituciones multilaterales o agencias de desarrollo internacionales con experiencia en la materia y recursos técnicos y económicos disponibles.

5.1.2.4. Biomasa Al margen del uso intenso de la leña y el bagazo (en las industrias cañeras), y en menor medida de la bosta, yareta y carbón vegetal, no existen utilizaciones masivas de energía de biomasa moderna en Perú. Este combustible es consumido especialmente en el sector residencial, responsable por 92% del consumo dendroenergético, siendo casi totalmente empleado para cocción.

5.2. Identificación de las principales tecnologías (Ecuador) En el Ecuador existen 118 centrales de energía de las cuales 42 son hidroeléctricas con 6751,8 GWh/año, 8 termoeléctricas a gas con un 2101 GWh/año, 7 termoeléctricas de gas natural , de las cuales solo Machala Power entrega energía al mercado eléctrico mayorista con 797,15 GWh/año, 54 termoeléctricas de motores de combustión interna, de las cuales solo 16 plantas de energía eléctrica entregan energía al mercado eléctrico mayorista con 426,73 GWh/año, 6 termoeléctricas a vapor con 1749,8 GWh/año y una planta fotovoltaica en la Isla Floreana. La energía bruta generada por las 118 centrales de energía es de 13404 GWh/año, de lo cual 6882,6 GWh/año son de centrales hidroeléctricas representando el 51,35% de la energía bruta generada. Como podemos apreciar las centrales de mayor aportación le dan al mercado eléctrico mayorista son las centrales hidroeléctricas 57,08%, las centrales termoeléctricas a gas 17,76% y las centrales termoeléctricas a vapor 14,79%. Del total de 1.139 MW de una nueva generación de proyectos con contratos de concesión, 12,4 MW son centrales eólicas (10 MW en Salinas y 2,4 MW en Galápagos), 5,71 MW son sistemas híbridos eólico – solar (también en Galápagos), y 30,5 MW corresponden a una termoeléctrica de vapor a partir del bagazo de caña de azúcar, en uno de los más grandes ingenios azucareros de la región costera (Ecoelectric). El proyecto Salinas y el proyecto Galápagos de 5,71 MW tienen la expectativa de iniciar sus operaciones en el 2007; el proyecto bagazo fue proyectado para diciembre de 2006 y el proyecto de 2,4 MW no tiene fecha prevista (CONELEC Proyectos futuros de generación con contratos, web de CONELEC). Del total de los 675 MW de proyectos con licencias pero que no tienen todavía contratos, sólo el proyecto Villonaco con 15 MW (Localizado en Loja, provincia del sur del Ecuador en el límite fronterizo con Perú) y el proyecto Proviento en las Chinchas con 3,4 MW, también localizado en Loja, son eólicos, el resto, corresponden a hidráulicos y térmicos. Estos dos proyectos tienen la expectativa de firma de contrato en este año. Acorde con el OPET (2005), citando a CONELEC como fuente, los proyectos en los ingenios azucareros de San Carlos deben generar 35 MW, 5,5 para su consumo propio; Lucega, una compañía creada por el ingenio La Aztra, debe generar 13 MW, 1,4 para su consumo propio, y Ecoelectric 5,4 MW, con 1,1 para consumo de fábrica. Esta última empresa, se encuentra en proceso de expansión de instalaciones.

1.2.1. Tecnologías para combustibles fósiles. Las principales tecnologías disponibles en el país se basan en la utilización del fuel oil Nº 6 en las plantas de vapor, gas natural en las plantas de turbinas de gas y diesel 2 y bunker en las plantas térmicas a motores de combustión interna. Últimamente han aparecido barcazas que generan potencia eléctrica, llenas de combustibles líquidos. No hay centrales de ciclos combinados ni tampoco existen instalaciones de gasificación. Dado que en el país se despacha la energía eléctrica

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según los costos de operación ascendentes de las unidades de potencia, toda la información se encuentra en la web del manejo del mercado spot, de CENACE.

1.2.2. Tecnologías para energías renovables.

1.2.2.1. Solar térmica No existen inventarios de las termas solares instaladas en el país. Se tienen muy pocas empresas vendiendo e instalando termas solares en el país, y estas se encuentran en Quito. Se han verificado instalaciones de agua caliente en casas y hoteles, y la tecnología puede considerarse de punta, aunque no se encuentra fuertemente diseminada. Plantas de desalinización han sido instaladas pero con resultados pocos exitosos.

1.2.2.2. Fotovoltaica La mayor parte de las instalaciones fotovoltaicas han sido instaladas o directamente o bajo contrato externo, por parte del Ministerio de Energía y Minas. Un inventario del MEM muestra que la mayor parte de las instalaciones FV han sido en la Sierra, Amazonía y en Galápagos, y algo en la costa. Un total de 107 sistemas fotovoltaicos han sido instalado directamente por la DEREE-MEM con un total de 25,83 kWp. La población beneficiaria desde 1998 totaliza 16.390 personas. En la provincia de Sucumbios hay 77 sistemas fotovoltaicos con un total de 24,9 kWp y 4.176 personas con electricidad del sol. En Orellana hay 56 sistemas con 20 kWp de capacidad y con 3380 beneficiarios. En Napo hay 68 sistemas con 24 kWp y 3800 beneficiarios. En Pastaza hay 92 sistemas con 31,2 kWp y 5.230 beneficiarios. En Morona hay 131 sistemas con 43,9 kWp y 7585 beneficiarios. En Zamora 86 sistemas, 27 kWp y 4.645 beneficiarios. En Guayas dos sistemas, 600 Wp y 850 beneficiarios, incluido el pueblo Cerrrito de los Morreños, un caso de estudio de ANDENERGY, donde se han instalado 300 Wp para 500 beneficiarios. Los sistemas energizan una computadora y suministran iluminación a la escuela. Finalmente, en Loja, hay 32 sistenas con 9,6 kWp de potencia y 1.735 beneficiarios. El total de sistemas instalados incluidos en el inventario y no instalados por el MEM, han estado a cargo de la empresa Immecanic. El proyecto Arajuno con fondos del PROMEC instaló 123 sistemas solares, 93 básicos y 26 standard36. Este proyecto incluye un esquema donde el distribuidor local de la compañia instaladora tiene a cargo la operación y el mantenimiento dde los sistemas, así como el manejo económico. También se tienen sistemas instalados por CODESO (www.codeso.org) y ONG´s que recibieron fondos del proyecto Prodepine y otras instituciones. Ellos reportan haber instalado sistemas solares en las comunidades de la provincia de Esmeraldas y en la región Amazónica.

1.2.2.3. Aerogeneradores Un aerogenerador fue instalado con fondos italianos en un proyecto de cooperación entre Italia y la Escuela Superior Politécnica del Chimborazo (ESPOCH). El sistema, ha sido sin embrago, decomisado. Otros proyectos a ser instalados incluye la zona de Galápagos, Proyectos de Villonaco y Proviento, a ser desarrollados en Loja.

36 El sistema básico incluye1 FV de 100 Wp, una 106 Ah batería, 1 regulador DC. El sistema estándar incluye dos de 100 Wp, 2 baterías de 106 Ah, 1 regulador, 1 inversor 200W.

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1.2.2.4. Hidroeléctrica El gobierno del Ecuador está promoviendo la construcción de este tipo de centrales como ha sido discutido en el D1 (ESPOL, CIDES).

1.2.2.5. Geotermoeléctrica No hay instalaciones geotérmicas en el Ecuador.

1.2.2.6. Biomasa El bagazo de la caña de azúcar siempre ha sido utilizado como combustible en los molinos de los ingenios azucareros, y el exceso del mismo ha sido un problema sin solución. Actualmente, los ingenios azucareros utilizan todo el bagazo para su propio consumo en sus centrales con turbinas de vapor, y el exceso de energía viene inyectado a la red eléctrica, usando los incentivos dados por la ley para generación con fuentes renovables. El resto, son proyectos futuros con contratos, mayormente en los ingenios azucareros que actualmente se encuentran en expansión con sus inversiones (como explicado en los acápites anteriores).

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CONCLUSIONES

1. En el análisis de información desarrollado, se ha encontrado que en ambos países, Perú y Ecuador, la dependencia de las fuentes comerciales de origen fósil, principalmente petróleo y menor grado, gas natural, es fuertemente importante en todas las actividades económicas. Una de las razones es la de ser productores de petróleo, con grandes reservas de gas; aún así, resulta que ambos países deben importar petróleo o sus derivados, entre GLP, gasolina y diesel, para satisfacer las necesidades del mercado interno.

2. El gas natural se manifiesta con grandes reservas en ambos países, pero su utilización en el sector industrial y domestico, todavía es incipiente y en lento crecimiento. Si se tiene en cambio, utilización del gas natural para generación eléctrica, en instalaciones de turbina de gas.

3. Aunque para el caso del Perú las reservas probadas de carbón mineral son importantes, su explotación es a menor escala, por lo cual, los consumidores de esta fuente energética, deben importarlo para sus utilizaciones (generación de energía y siderúrgica.

4. Las fuentes de energías renovables han sido poco explotadas, limitándose las aplicaciones a proyectos pilotos desarrollados por ONG y el gobierno, con cooperación internacional. En Perú se cuenta con mayor información de estos proyectos, mientras que en Ecuador no se conoce de mayores experiencias sistematizadas.

5. Una de las razones del punto anterior, es la falta de información detallada sobre el potencial de las fuentes renovables; sólo en Perú, se tiene publicado un mapa solar, donde se dan los valores medios de la radiación solar, en las diferentes regiones. De mapas eólicos, cuantificación del recurso hídrico o geotérmico, no se dispone de información específica.

6. La leña en el sector domestico, aunque en tendencia a la baja, sigue siendo un energético importante; sobre todo en los sectores rurales, donde la oferta de fuentes energéticas comerciales, tales como el GLP, no está disponible.

7. Dada la estadística analizada, se puede concluir que es necesario disminuir la dependencia del petróleo y sus derivados, en algunos casos importados, fomentando la explotación y el consumo de los recursos más abundantes. El carbón mineral es un ejemplo; las energías renovables, principalmente la hidroenergía, ha sido explotado en Perú y Ecuador a un bajo porcentaje de sus potencial probado; e igualmente, la energía solar y eólica para zonas remotas donde se dispone este recurso. El reto es la información de los potenciales, que junto a la tecnología y normativas de promoción, pueden aumentar la cobertura energética a zonas aisladas y mejorar la balanza comercial del petróleo.

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