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SITUACIÓN ENERGÉTICA MUNDIAL Y NACIONAL
DICIEMBRE 2003
2
DEPENDENCIA DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS.
FUNCIONES:FUNCIONES:
1. PROMOVER EL USO RACIONAL DE LA
ENERGÍA
2. PROMOVER LAS ENERGÍAS
RENOVABLES
3
PARTE I
PERSPECTIVA GENERAL DEL ESTADO ACTUAL DE
LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA
4
Hace miles de años ya se utilizaba la energía solar.......
5
Hasta que llegó la electricidad ....y todos sus beneficios que disfrutamos con sólo mover “un dedo” para
encender los aparatos y eso nos induce a pensar que la producción de la energía es muy sencilla y barata.....
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PROCESO DE TRANSFORMACIÓN DE LA ENERGÍA DE HIDROCARBUROS
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ENERGÍA PRIMARIA Y SECUNDARIADEFINICIONES
• ENERGIA PRIMARIAENERGIA PRIMARIA: SON LAS PROVISTAS POR LA NATURALEZA EN FORMA DIRECTA COMO EL PETRÓLEO CRUDO, GAS NATURAL, CARBÓN, URANIO, HIDROENERGÍA, LEÑA, BOSTA, YARETA, BAGAZO, ETC.
• ENERGIA SECUNDARIAENERGIA SECUNDARIA: SON LOS PRODUCTOS ENERGÉTICOS QUE SE OBTIENEN DE CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DISEÑADOS PARA DIFERENTES SECTORES DE CONSUMO Y EVENTUALMENTE OTRO CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (GASOLINA, DIESEL 2, KEROSENE, ELECTRICIDAD, ETC.)
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FUENTES DE ENERGÍA CONVENCIONAL
• CENTRALES TERMOELÉCTRICAS• CENTRALES HIDROELÉCTRICAS• CENTRALES NUCLEARES
““LA ENERGÍA TIENE UN COSTO Y LA ENERGÍA TIENE UN COSTO Y TAMBIÉN UN IMPACTO TAMBIÉN UN IMPACTO
AMBIENTAL”AMBIENTAL”
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ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA “CENTRAL HIDROELÉCTRICA”
FUENTE: LIBRO PAE. 1999
10
ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA “CENTRAL TERMOELÉCTRICA”
FUENTE: LIBRO PAE. 1999
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RENDIMIENTO DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS (kWh/gal)
FUENTE: ESTADISTICA DE OPERACIONES 2001, COES-SINAC.
EmpresasEnergía (GWh)
%Combustibles
(miles-gl)%
Rendimiento (kWh/gl)
C. LiquidosETEVENSA 9.21 2.50% 768.86 2.68% 11.98EGENOR 8.00 2.17% 673.67 2.35% 11.88EDEGEL 17.33 4.70% 1707.07 5.96% 10.15SHOUGESA 11.50 3.12% 1041.05 3.63% 11.04CNP ENERGIA 8.54 2.32% 669.19 2.34% 12.77ELECTROPERU 22.38 6.07% 1288.69 4.50% 17.37EGASA 19.71 5.34% 1287.64 4.50% 15.31ENERSUR 221.80 60.14% 18049.78 63.02% 12.29EGESUR 44.21 11.99% 2685.04 9.38% 16.47EGEMSA 0.28 0.08% 24.79 0.09% 11.30SAN GABAN 5.87 1.59% 443.87 1.55% 13.22Total 368.83 100.00% 28639.65 100.00%
Gas Natural mill. pies cúb. kWh/kpcEEPSA 297.04 39.92% 3944.63 42.46% 75.30TERMOSELVA 447.11 60.08% 5344.93 57.54% 83.65TOTAL 744.15 100.00% 9289.56 100.00%
Carbón miles-ton kWh/kgENERSUR 338.78 100.00% 122.09 100.00% 2.77TOTAL 338.78 100.00% 122.09 100.00%
12FUENTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION (EE.UU). PUBLICADO POR REVISTA CARETAS 1636. 14SET 2000
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EMISIONES DE NOX Y SOX DE PLANTAS A GAS, PETRÓLEO Y
CARBÓN
FUENTE: COMITÉ DE PETRÓLEO – VISIÓN DE PETRÓLEO Y EL GAS.SNMPE.1996
14FUENTE: COMITÉ DE PETRÓLEO – VISIÓN DE PETRÓLEO Y EL GAS.SNMPE.1996
EMISIONES DE CO2 EN FUNCIÓN AL COMBUSTIBLE Y EFICIENCIA DE
LAS PLANTAS
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ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA “CENTRAL NUCLEAR”
FUENTE: LIBRO PAE. 1999
16FUENTE: KERNENERGIE
PROCESO FISIÓN DEL URANIO QUE PRODUCE GRANDES CANTIDADES DE CALOR QUE SE APROVECHA PARA PRODUCIR ELECTRICIDAD
17FUENTE: FLASH- FN Nº 381
COSTOS MEDIOS DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA.1996.
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FUENTES DE ENERGÍA NO CONVENCIONALES:
• ENERGÍA SOLAR para producir agua caliente (termas solares) y energía eléctrica.
• ENERGÍA EÓLICA• ENERGÍA GEOTÉRMICA• ENERGÍA MAREOMOTRIZ• ENERGÍA DE LA BIOMASA
““También tienen un costo y en mayor o menor También tienen un costo y en mayor o menor medida un impacto ambiental, por eso medida un impacto ambiental, por eso debemos utilizarlas.....racionalmente”debemos utilizarlas.....racionalmente”
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DIAGRAMA BÁSICO DE UN CALENTADOR SOLAR (TERMA SOLAR)
FUENTE: ELECTRICIDAD Y ENERGÍA Nº 2
20FUENTE: SUN LAB - SNAPSHOT.US DOE.APRIL.1998
SISTEMAS REFLEXIVOS SOLARES
La energía del sol se concentra en un tubo relleno de aceite que se desplaza a lo largo de la línea focal del plato de forma parabólica.
Los grandes platos seguidores al sol, denominados helioestatos, concentran la energía del so en un receptor ubicado en la cima de una torre alta.
La energía del sol se concentra en el receptor y generador ubicado en el punto focal del plato de forma parabólica.
21FUENTE: SUN LAB - SNAPSHOT.US DOE.APRIL.1998
En días soleados, el aceite de los tubos receptores recolecta la energía solar concentrada como calor, y en
días nublados es calentado con gas natural. El aceite caliente es luego bombeado a un sistema de generación
de energía eléctrica donde la energía térmica es convertida en electricidad.
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TORRE SOLAR PARA PRODUCIR ELECTRICIDAD
FUENTE: SUN LAB - SNAPSHOT.US DOE.APRIL.1998
Esquema de generación de electricidad utilizando almacenamiento de salmueras:
1.El sol calienta la sal en el receptor2.La sal se almacena en el tanque caliente3.La sal caliente es enviada al generador de vapor4.El vapor acciona la turbina/generador para producir
electricidad5.La sal retorna al tanque de almacenamiento frio para ser
recalentada en el receptor.
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TORRE SOLAR EN CALIFORNIA10 MW. FUNCIONA EN HORAS PUNTA
FUENTE: SUN LAB - SNAPSHOT.US DOE.APRIL.1998
Solar II es un proyecto de 50 millones de dólares, un costo compartido en partes iguales entre el Departamento de Energía y los aliados industriales.
24FUENTE: SANDIA NATIONAL LABORATORIES
TORRE SOLAR EN CALIFORNIA10 MW. FUNCIONA EN HORAS PUNTA
La torre ubicada en el Laboratorio Nacional de Sandia consta de 20 pisos, a una altura de 200 pies, y puede ser la instalación más alta, y más caliente, de Estados Unidos. Esto debido a que la instalación consta de 200 helioestatos que pueden dirigir el sol y producir 5000 grados Kelvin de cuerpo negro con una capacidad térmica total de 5 MW. Las zonas de prueba de 350 pie2 se encuentran a nivel del suelo, mientras que las zonas de prueba de 120, 140 y 160, así como de 750 pie2 se encuentran en la cima a 200 pies de altura.c
25FUENTE: SUN LAB - SNAPSHOT.US DOE.APRIL.1998
Un diseño artístico de sistemas de platos motrices. Tales configuraciones pueden proporcionar MW de energía.
SAIC instaló este prototipo de segunda generación, de 25 kW nominales en una laboratorio de ensayo en 1998.
26FUENTE: STIRLING THERMAL MOTORS – HEAT ENGINE
MOTOR STIRLING
El motor STM 4-120 ofrece alto rendimiento en un diseño compacto.
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¿CÓMO FUNCIONA UN PANEL SOLAR PARA PRODUCIR ENERGÍA
ELÉCTRICA?
FUENTE: CATALOGO SOLSISTEMAS
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EVOLUCIÓN COSTOS DE PANELES SOLARES
FUENTE: CENTER FOR RENOWABLE AND SUSTAINABLE DEVELOPMENT D.O.E.1994
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EVOLUCIÓN COSTOS DE LA ENERGÍA EÓLICA
1980 1985 1990 1995 2000 200505
101520253035404550
30
PARQUE EÓLICO
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Aerogenerador de 1kW marca WAIRA instalado por el PAE en Racracancha,
CERRO DE PASCO
32FUENTE: FLASH- Nº 347
33
Central Geotérmica
FUENTE: LIBRO PAE. 1999
34FUENTE: NREL
COSTOS DE ENERGÍA SOLAR, EÓLICA Y GEOTÉRMICA
Fotovoltaica
Eólica
Geotermal
Costo de electrifidad
(c/kWh)
Costo de electrifidad
(c/kWh)
Costo de electrifidad
(c/kWh)
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ENERGÍA DE LA BIOMASA
FUENTE: Electricidad y Energía Nº 21
36
CENTRAL ELÉCTRICA MAREOMOTRIZ
FUENTE: Electricidad y Energía Nº 13
37FUENTE: HANDBOOK – IN CONCERT WITH THE ENVIRONMENT.1991
APROXIMACIÓN AL BALANCE DE ENERGÍA EN EL SISTEMA DE
TRANSPORTE
Energía Térmica
Ingreso de Aire y Combustible
Fricción
Energía Mecánica
Energía Química
Salida de Residuos
38FUENTE: HANDBOOK – IN CONCERT WITH THE ENVIRONMENT.1991.
EMISIONES CONTAMINANTES POR TRANSPORTE
Estados Unidos : Polución emitida durante días típicos de tránsito
(gr / 100 pasajero-km)
Mode de Transporte Hidrocarburos Monoxido de Carbono Oxidos de Nitrógeno
Tren rápido 0.2 1 30
Tren ligero 0.2 2 43
Bus 12 189 95
Camioneta en grupo 22 150 24
Auto en grupo 43 311 43
Auto (1 persona) 130 934 128
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PARTE IISITUACIÓN ENERGÉTICA
MUNDIAL
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CONSUMO MUNDIAL DE ENERGíA POR FUENTES:2010, 2020 y 2025
FUENTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION,US-DOE, 200349
Porcentaje del Total
Histórico Proyectado
RenovablesNuclearCarbónGas NaturalPetróleo
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CONSUMO MUNDIAL DE ENERGíA POR FUENTES:1970 - 2025
FUENTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION,US-DOE, 200349
Quadrillón de Btu
Histórico Proyección
Renovables
Nuclear
Carbón
Petróleo
Gas Natural
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RESERVAS MUNDIALES DE PETRÓLEO 2000 - 2025
FUENTE: ENERGY INFORMATION ADMNISTRATION 2003.
REGION Y PAISRESERVAS PROBADAS
INCREMENTO DE RESERVAS
NO DESCUBIERTAS
IndustrializadoEstados Unidos 22.45 76.03 83.03Cánada 180.02 12.48 32.59México 12.62 25.63 45.77Japón 0.06 0.09 0.31Australia 3.52 2.65 5.93Europa Occidental 18.1 19.32 34.58EuroasiaEx-Unión Soviética 77.83 137.7 170.79Europa del Este 1.53 1.46 1.38China 18.25 19.59 14.62Paises en DesarrolloAmérica Central y del Sur 98.55 90.75 125.31India 5.37 3.81 6.78Otros paises asiáticos 11.35 14.57 23.9Africa 77.43 73.46 124.72Medio Oriente 685.64 252.51 269.19Total 1212.88 730.05 938.9OPEC 819.01 395.57 400.51No OPEC 393.87 334.48 538.39
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PRODUCCIÓN DE PETROLEO POR REGIÓN
FUENTE: ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE LA ENERGIA 2003
REGION PORCENTAJEEuropa 9.7%Ex-Unión Sovietica 10.5%Estados Unidos 14.3%Medio Oriente 29.5%América Latina y Caribe 14.5%Africa 10.6%Asia y Australia 10.9%
TOTAL 66403 miles barriles diarios
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GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL MUNDIAL
FUENTE: ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE LA ENERGIA 2003
Total: 14671 TWh
Europa
USA
Asia - Australia
Ex-Unión Soviética
Medio Oriente
Africa
América Latina y Caribe
Hidro
Térmico
Nuclear
Otros
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CONSUMO FINAL POR TIPO DE COMBUSTIBLE
REGION Petróleo Gas Natural Carbón Electricidad Biomasa TOTALAmérica Latina y Caribe 2135.4 955.5 238.8 588.5 703.4 4621.6Africa 844.3 359.5 823.4 52.0 724.1 2803.3Asia y Australia 7019.4 1825.2 9215.1 612.9 1551.6 20224.2Medio Oriente 1489.5 1204.6 66.6 3.7 7.9 2772.3América del Norte 7098.1 4119.6 5014.3 954.6 595.4 17782.0Ex-Unión Soviética 1223.9 3279.7 3664.1 265.0 311.6 8744.3Europa 5486.0 2810.6 2862.3 910.6 254.4 12323.9
TOTAL 25296.6 14554.7 21884.6 3387.3 4148.4
FUENTE: ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE LA ENERGIA 2003
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EMISIONES DE CARBONO EN EL MUNDO SEGÚN DOE Y EN CASO DE IMPLEMENTARSE EL PROTOCOLO DE
KYOTO
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
Billones de Toneladas Métricas
Escenario
Base
Protocolo
de Kyoto
Escenario
Base
Protocolo
de Kyoto
47
CONSUMO DE ENERGÍA EN EL MUNDO POR TIPOS DE COMBUSTIBLE 1970 - 2020
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
48
NIVELES DE MOTORIZACIÓN EN PAÍSES SELECCIONADOS, 1997 Y 2020
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
49
EVOLUCION DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN LOS PAÍSES EN DESARROLLO, 1995 -
2020
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
50
INTENSIDAD DE ENERGÍA EN EL MUNDO POR REGIÓN 1970 - 2020
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
51
PRECIOS DEL PETRÓLEO EN EL MUNDO EN TRES CASOS, 1970 - 2020
FUENTE: INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK. DOE.2000.
52
OECD - PRECIOS DE GASOLINA SIN PLOMO E IMPUESTOS (US $/litro)
Source: IEA, Energy Prices and Taxes Third Quarter 1997, (OECD, Paris) 1997
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PARTE III
SITUACIÓN ENERGÉTICA NACIONAL
DICIEMBRE 2003
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SITUACIÓN ENERGÉTICA DEL PERÚ:POSEEMOS LAS SIGUIENTES RESERVAS DE
ENERGÍA
FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM. 50
55FUENTE: ESPECIAL DE HIDROCARBUROS.1999.
56FUENTE: ESPECIAL DE HIDROCARBUROS. REVISTA CARETAS.1999.
LAS RESERVAS DE CAMISEA
57FUENTE: ELECTRICIDAD INTERAMERICANA No. 33. 1997.
58
RESERVAS DE GAS
NATURAL EN EL PERÚ
En miles de millonesde pies cúbicos
Aguaytía 440
Camisea 12,700
Bolivia: Aprox. 2 veces las de
Camisea
FUENTE:MEM.2000.
59
MAPA SOLAR MUNDIAL. NÓTESE QUE TENEMOS GRANDES RECURSOS SOLARES
QUE SE PUEDEN APROVECHAR PARA LOS CALENTADORES SOLARES, SECADORES SOLARES Y
TAMBIÉN PARA PRODUCIR ELECTRICIDAD
FUENTE: SOLAREX. 1998.
60
CONSUMO DE ENERGIA FINAL POR FUENTES
FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM.
61FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM.
CONSUMO DE ENERGIA FINAL POR SECTORES
62
EVOLUCION DEL CONSUMO DE ENERGIA FINAL
FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM.
63FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM.
INTENSIDAD ENERGETICA EN AMERICA LATINA (TJ / 106 USD)
64FUENTE: BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2001. OTERG. MEM.
CONSUMO DE ENERGIA POR HABITANTEEN AMERICA LATINA (TJ / 103 Hab)
65
SECTOR ELÉCTRICO
66
ASPECTOS REGULATORIOS
En 1993 se promulgó la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento (la Ley), que modificó la estructura de propiedad y las reglas de operación del sector eléctrico. El primer aspecto de esta Ley es que separa verticalmente las actividades de generación, transmisión y distribución, y establece que estas actividades serán desarrolladas por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, y que una misma empresa no puede desarrollar más de una actividad.
La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistemas de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia.
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ASPECTOS REGULATORIOS
La Ley establece también un régimen de concesiones, otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), para desarrollar actividades de generación eléctrica que utilice recursos hidráulicos y geotérmicos cuando la potencia sea superior a 10 MW, la transmisión de energía eléctrica que afecte bienes del Estado y/o requieran imposición de servidumbre y la distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad cuando la demanda supere los 500 kW.
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ASPECTOS REGULATORIOS
Según el sistema de precios regulados están sujetos a regulación de precios:
- La transferencia de potencia y energía entre generadores, - Las tarifas y compensaciones a los sistemas de Transmisión y Distribución,- Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución
destinada al servicio Público de Electricidad, - Las ventas a usuarios del servicio Público de Electricidad. Constituye Servicio Público de Electricidad el suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo hasta un límite de potencia equivalente al 20% de la demanda máxima de la zona de concesión de distribución, hasta un tope de 1000 kW.
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ASPECTOS REGULATORIOS
La reforma de la actividad empresarial del Estado, y en particular del sector eléctrico, previó la transferencia al sector privado de todas las empresas estatales (privatización), sin embargo hasta la fecha, por motivos diversos, aún no se ha completado la transferencia. De la capacidad instalada de generación destinada el servicio público (5686 MW) 64% está a cargo de empresas privadas y 36% permanece a cargo de empresas del Estado.
El sistema principal de transmisión está totalmente a cargo de 3 empresas privadas, en tanto que de las 14 empresas regionales de distribución solamente 3 han sido transferidos al sector privado, entre ellas las 2 empresas que operan en el área de Lima .
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ASPECTOS REGULATORIOS
La Ley establece las reglas de operación del sector eléctrico y preserva para el Estado las funciones de Regulación, Normatividad, Planificación, otorgamiento de Concesiones, Fiscalización y Regulación de precios.
Las funciones de Regulación, Normatividad, Planificación y otorgamiento de Concesiones están a cargo del MEM. Las funciones de fiscalización y regulación de precios están a cargo del Organismo Supervisor de la Inversión en el Sector Energía (OSINERG).
71
ASPECTOS REGULATORIOS
El MEM también tiene a su cargo la elaboración del Plan Referencial de Electricidad, que es un documento orientador del desarrollo del sector eléctrico a largo plazo.
La Ley establece las normas de operación de los sistemas eléctricos interconectados, para lo cual se ha creado un organismo autónomo denominado Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico (COES), que está conformado por los titulares de las empresas de generación y del sistema principal de transmisión, y donde no tiene participación el Estado, las empresas de distribución ni los consumidores. El COES es responsable de la coordinación de la operación del sistema a mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
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ASPECTOS REGULATORIOS
Las transacciones del mercado mayorista de energía se efectúan mediante contratos de suministro entre generadores, generadores y distribuidores, y generadores con clientes del mercado libre. Las transacciones entre generadores que resulten del despacho económico se efectúan a precios spot (costos marginales de corto plazo). Por el uso del Sistema Principal de Transmisión se fija un cargo anual que es pagado por los generadores en proporción a su potencia firme, costo que es transferido a los usuarios en el precio final de la electricidad.
73
1. Generación
2. Transmisión
Usuario
3. Distribución
DIVISIÓN DEL NEGOCIO EN 3 PARTES NO INTEGRADOS VERTICALMENTE
8
74
A FINES DE 1994 SE PRONOSTICA UN DÉFICIT PARA 1995 Y 1996
57
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE POTENCIA ELÉCTRICA SICN
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J1610
1660
1710
1760
1810
1860
1910
1960
2010
2060
MW
1993 1994 1995 1996
2000 MWDéficit100 MW
2100 MW
75Fuente: Plan Referencial de Electricidad,1998
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 97 92 93 94 95 96 97 98
Ctvos.US$/kWh
Energía Subvencionada Precio Real
AÑOS
EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DE LA ELECTRICIDAD
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MERCADO ELÉCTRICO POTENCIA INSTALADA
FUENTE: ESTADISTICA DE OPERACIONES, COES-SINAC, 2001.
La potencia instalada y efectiva correspondientes a las centrales generadoras del SINAC al 31 de Diciembre de 2001 asciende a 4 806,17 MW y 4 382,80 MW respectivamente. En cuanto a la potencia efectiva 2 603,17 MW (59,40%) corresponden a centrales hidroeléctricas y 1 779,64 MW (40,60%) corresponden a centrales termo-eléctricas. La potencia efectiva de las unidades turbogas es 1 092,14 MW (61,37%), de las unidades turbovapor es 385,51 MW (21,66%), de las unidades diesel es 282,62 MW (15,88%) y de la unidad de ciclo combinado es 19,36 MW (1,09%).
77
GENERACION DE ELECTRICIDAD
Fuente: DGE-MEM, 2003
78Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA INSTALADA
79Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA INSTALADA
80Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA INSTALADA
81Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA INSTALADA HIDRAULICA
82Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA INSTALADA TERMICA
83
POTENCIA EFECTIVA
Fuente: DGE-MEM, 2003
84Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA EFECTIVA
85Fuente: DGE-MEM, 2003
POTENCIA EFECTIVA
86
POTENCIA EFECTIVA – USO PROPIO
Fuente: DGE-MEM, 2003
87
POTENCIA EFECTIVA TOTAL
Fuente: DGE-MEM, 2003
88
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Fuente: DGE-MEM, 2003
89
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Fuente: DGE-MEM, 2003
90
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Fuente: DGE-MEM, 2003
91
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD – ORIGEN TERMICO
Fuente: DGE-MEM, 2003
92
EMPRESAS DE DISTRIBUCION
Fuente: DGE-MEM, 2003
93
VENTA DE ENERGIA ELECTRICA
Fuente: DGE-MEM, 2003
94
VENTA DE ENERGIA ELECTRICA
Fuente: DGE-MEM, 2003
95
FACTURACION DE ENERGIA ELECTRICA
Fuente: DGE-MEM, 2003
96
PRECIO DEL MERCADO REGULADO
Fuente: DGE-MEM, 2003
97
PRECIOS DEL MERCADO REGULADO
Fuente: DGE-MEM, 2003
98
FACTURACION POR SECTOR ECONOMICO
Fuente: DGE-MEM, 2003
99
EVOLUCIÓN DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN
52.954.5554.89
56.75
61.27
64.966.1
6869.5
72
50
55
60
65
70
75
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
FUENTE: MEM.2000.
100
ESTUDIO DEL PROBLEMA:Comportamiento del consumo de energía eléctrica durante un día común
antes de la campaña en las denominadas “HORAS PUNTA”.“HORAS PUNTA”.1995.
Dia : 6 Mes : Junio Año : 1995
Fuente : Ministerio de Energía y Minas - Oficina Técnica de Energía (OTERG).1995.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00
Horas
Potenci
a
MW
MANTARO RESTITUCION CAÑON DEL PATO HUINCO YAUPI
CARHUAQUERO MATUCANA CALLAHUANCA MOYOPAMPA CAHUA
MALPASO HUAMPANI HIERRO PERU (SHOUGANG) OROYAPACHA SOC. PARAMONGA
PAITA DIESEL CHICLAYO I PIURA (TOTAL) SULLANA DIESEL C.T. VETANILLA
SANTA ROSA (TOTAL) TURBO GAS CHIMOTE TURBO GAS TRUJILLO
101FUENTE: COES. CONGRESO ENERGÍA 2000
102
FUENTE: COES. CONGRESO ENERGÍA 2000
103FUENTE: COES. CONGRESO ENERGÍA 2000
104FUENTE: COES. CONGRESO ENERGÍA 2000
105FUENTE: COES. CONGRESO ENERGÍA 2000
106FUENTE: SITUACIÓN TARIFARIA EN EL SECTOR ELECRICO PERUANO.CTE.1998.
107
SECTOR HIDROCARBUROS
108FUENTE: COMITÉ DE PETRÓLEO – VISIÓN DE PETRÓLEO Y EL GAS. SNMP.1996.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N° 26221 (20/08/93) Ley Orgánica de Hidrocarburos
Modificaciones: Ley N° 26734 (31/12/96) Décimo Primera
Disposición Complementaria: MODIFICA EL ART. 3°; ART.5°; inc. g) del ART. 6°; ART. 33°; ART. 37° y primer párrafo del ART. 87° de la Ley N° 26221.
Ley N° 27377 (07/12/2000) Ley de Actualización de Hidrocarburos.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N° 26734. (31/12/96) Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)
Modificación: Ley N° 26817. (24/06/97) modifica la Décimo
Primera Disposición complementaria de la Ley N° 26734, en la parte que se refiere al inc. g) del art. 6° de la Ley N° 26221.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N° 27699.(16/04/2002) Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)
Ley N° 26225.(24/08/93) Ley de Organización y Funciones de PERUPETRO S.A.
Modificación:Ley N°27013 (16/12/1998) Se deroga el Artículo
6o, así como la Segunda y Tercera Disposición Final de la Ley No 26225.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Decreto Ley N° 43 (04/03/81) Ley de la Empresa Petróleos del Perú (PETROPERU)
Modificación: Ley N° 26224 Modifican Ley de la Empresa
Petróleos del Perú (23/08/93)
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N° 27133 (04/06/99) Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural.
Modificaciones:
Decreto Supremo N°018-2000-EM(13/10/2000) Decreto Supremo N°034-2001-EM (04/07/2001)
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N° 27116 (17/05/99) Ley que crea la Comisión de Tarifas de Energía
Ley N° 27037 (30/12/98) Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía
Ley N° 28146 (29/12/03) Ley que prorroga el plazo de la tercera disposición complementaria de la Ley N° 27037 y la vigencia del artículo 48° del Texto Unico ordenado del Impuesto General a las Ventas de Impuestos Selectivo al consumo
Ley N° 27332 (29/07/2000) Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N°27506 (10/07/2001) Ley del Canon Ley N° 28077 (25/09/2003) Ley que modifica diversos artículos de la Ley N° 27506, Ley de Canon.
Ley N°27763. (26/06/2002) Ley Complementaria de Legislación del Canon y sobrecanon para Petróleo y Gas en Piura y Tumbes
Modificación:Decreto Urgencia N°002-2003 (10/01/2003) Modifican la
Ley Complementaria de Legislación del Canon y Sobrecanon para petróleo y Gas en Piura y Tumbes
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N°27624.(08/01/2002) Ley que Dispone la Devolución del Impuesto General de a las Ventas e Impuesto de Promoción Municipal para la Exploración de Hidrocarburos
Ley N°27662(08/02/2002) Modifica las Leyes Nºs. 27623 y 27624 mediante las cuales se dispone la devolución del Impuesto General a las Ventas e Impuesto de Promoción Municipal en los sectores minería e hidrocarburos respectivamente.
Ley N°27776 (09/07/2002) Ley que dispone la coloración del Combustible Líquido producido en los Departamentos de Loreto, Ucayali y Madre de Dios para Evitar su contrabando.
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ASPECTOS LEGALES Y TRIBUTARIOS
Ley N°27909 (08/01/2003) Ley Referida a los Alcances del impuesto a la Renta en los Convenios o Contratos que otorgan Estabilidad Tributaria
Ley N°28054 (08/8/2003) Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles
Ley N°28109 (21/11/03) Ley para de la Inversión en la Explotación de Recursos y Reservas marginales de Hidrocarburos a nivel Nacional
Ley N°28144 (29/12/2003) Ley que modifica la Ley del Impuesto General a las Ventas e Impuesto Selectivo al Consumo.
Ley N°28176 Ley de Promoción de la Inversión en Plantas de Procesamiento de Gas Natural
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• Los contratos autorizan al Contratista a realizar las operaciones necesarias para la explotación de hidrocarburos por un plazoa máximo de 30 años en el caso de petróleo y de 40 años en el caso de gas natural. En ambas situaciones se considera un máximo de 7 años para la fase exploratoria.
• El Contratista proporcionará a su propio riesgo todos los recursos técnicos y económico-financieros que se requieran para la ejecución de los Contratos.
• El Contratista tendrá libre disponibilidad de los hidrocarburos que le correspondan y podrá exportarlos libre de todo tributo.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN –
EXPLOTACIÓN
119
• Los contratistas pagarán la regalía por cada Contrato de Licencia en función a la producción fiscalizada de hidrocarburos provenientes del área de Contrato.
• El Estado garantiza a los Contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la celebración del Contrato, permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo. (Estabilidad Tributaria)
• Los Contratistas podrán acogerse al regímen de fraccionamiento tributario normado por el Decreto Supremo Nº 058-96- EF y tienen garantizada la libre disponibilidad de divisas sin restricciones.
• La fase de Exploración está exonerado del pago de aranceles de importación para los bienes e insumos contemplados en una lista especial.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN –
EXPLOTACIÓN
120
En la fase de Explotación Comercial de los yacimientos se aplican los impuestos de tipo general: Impuesto a la Renta, Impuesto General a las Ventas y Aranceles a al Importación.
• Para Proyectos de Desarrollo y Explotación que tengan mas de 4 años de etapa pre-operativa, se ha establecido el Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas según lo normado por el Decreto Legislativo Nº 818.
El Marco Tributario actual para las actividades de Exploración – Explotación, refleja el sentido promotor de inversiones orientadas a la búsqueda y desarrollo de nuevas Reservas, que el Estado Peruano ha priorizado en forma especial. Su comparación con otros países demuestra que la legislación tributaria peruana aplicable a los hidrocarburos no es suficientemente atractiva, ya que que la exploración petrolera se ha reducido.
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN. (continuación)
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PRIMERA ETAPA DEL PROCESO DE PRIVATIZACIÓN
1992 - 1993
Estaciones de Servicio (grifos) : Junio – Diciembre 1992
Solgas : Agosto 1992
Petromar : Febrero 1993
Serpetro : En liquidación
Transoceánica : Noviembre 1993
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SEGUNDA ETAPA DEL PROCESO 1992-1994
Reingeniería Empresarial en Petroperú S.AReingeniería Empresarial en Petroperú S.A
• Rendimensionamiento.• Racionalización administrativa y organizativa.• Reordenamiento económico – financiero.• Repontensionamiento.
La aplicación de este Plan permitió sanear los aspectos operativos, administrativos y financieros de la Empresa.
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TERCERA ETAPA DEL PROCESO Avance en 1995 - 1998
Segmentación y venta fragmentada de Petroperú S.ASegmentación y venta fragmentada de Petroperú S.A
1.Lote 8-8X1.Lote 8-8X : Transferido a Pluspetrol (Argentina) en junio de 1996.
2.Refinería La Pampilla2.Refinería La Pampilla : el 60% de las acciones fueron vendidas a un consorcion liderado por Repsol (España) en Junio 1996.
3.Planta de Lubricantes y Grasas (Petrolube)3.Planta de Lubricantes y Grasas (Petrolube): el 100% de las acciones fueron vendidas a Mobil (USA) en Agosto de 1996.
4. LOTE X4. LOTE X : Transferido a Perez Compac (Argentina) en Octubre de 1996.
5. Terminales de Distribución5. Terminales de Distribución : Se transferieron en el 1º Trimestre 1998 al sector privado mediante un Contrato de Operación que asegura el libre acceso al mercado.
6.6. Refineria de Pucallpa dado en concesión a MAPPLE.
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• ANTECENDENTESANTECENDENTES : TALARA
• EL PRIMER PASOEL PRIMER PASO : AGUAYTÍA
• EL FUTUROEL FUTURO : EL PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
DESARROLLO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ:
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• Talara es el único lugar donde se vino utilizando el Gas Natural, tanto para uso industrial como residencial.
• Actualmente se ha implementado una central térmica de gas que está proveyendo energía electrica a Piura con gas que anteriormente se estaba venteando.
1. PRIMERA ETAPA DE USO DE GAS NATURAL EN 1. PRIMERA ETAPA DE USO DE GAS NATURAL EN PERU : TALARAPERU : TALARA
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• El proyecto de Aguaytía, a cargo de Aguaytía Energy/Maple Gas Corp., consiste en el desarrollo de reservas de Gas y Condensados equivalentes a 61 millones de barriles de petróleo.
• Ha instalado una Central Termoelétrica de 150 MW que utiliza ese gas y se ha interconectado con el Sistema Eléctrico Nacional (su operación comercial se inició en el primer semestre de 1998). Su mercado de combustibles está dirigido a la región central del país.
2.- SEGUNDA ETAPA : DE GAS EN AGUAYTÍA2.- SEGUNDA ETAPA : DE GAS EN AGUAYTÍA
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• El proyecto de Camisea (cuya dimensión es de carácter continental), consiste en el desarrollo de reservas de gas y condensados equivalentes a 2,200 millones de barriles de petróleo (13 trillones de pies cúbicos).
• La explotación del pozo se adjudicó a un consorcio liderado por PLUSPETROL-ARGENTINA: el precio por 1 millón de BTU en boca de pozo sería de aproximadamente 1 dólar.
3. TERCERA ETAPA : EL GAS DE CAMISEA3. TERCERA ETAPA : EL GAS DE CAMISEA
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COMPOSICIÓN DEL GAS DE CAMISEA
80%
10%
4%
2%3%1%
METANOETANOPROPANOBUTANOPENTANOOTROS
Fuente: El Gas Natural. Luis F. Cáceres Graciani. 1999.
129
3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
De acuerdo al Informe de Supervisión del Proyecto Camisea preparado por el OSINERG, al 31 de enero de 2004 el avance obtenido es el siguiente:
• Up Stream• Las inversiones realizadas al 31.01.04 han sido de US$
659,90 millones respecto a un total de US$ 730 millones de inversión estimada hasta la puesta en operación comercial, lo cual representa un avance del 90% en la ejecución de las inversiones. Cabe indicar que el monto inicial estimado de US$ 616 millones ha sido reajustado a US$ 730 millones, por la necesidad de mayores inversiones para la construcción de las líneas submarinas, el muelle de embarque, la preservación del medio ambiente en la bahía de Paracas y las pruebas pre-operativas.
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEATrabajos realizados:• Se ha concluido la perforación, completación y las
pruebas de producción de los 4 pozos SM-1001, SM-1002, SM-1003 y SM-1004.
• Se ha concluido con la perforación del pozo SM-1005 en la plataforma San Martín y se realizan los trabajos de completación.
• Se ha concluido con la perforación y completacion del pozo SM-1006.
• Se ha concluido con el reacondicionamiento de los pozos SM-1X y SM-3 y se realizan las pruebas de producción.
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
- Se ha concluido con la construcción de - Se ha concluido con la construcción de las tuberías entre los pozos SMI y SM3.las tuberías entre los pozos SMI y SM3.
- El avance en la construcción de la Planta - El avance en la construcción de la Planta criogénica en Las Malvinas es de 94%.criogénica en Las Malvinas es de 94%.
- Las obras civiles para la instalación de - Las obras civiles para la instalación de la planta de fraccionamiento en la planta de fraccionamiento en Lobería-Pisco tiene un avance de 70%, Lobería-Pisco tiene un avance de 70%, el montaje de la planta tiene un avance el montaje de la planta tiene un avance de 50% y la construcción de la línea de 50% y la construcción de la línea submarina e isla flotante tiene un submarina e isla flotante tiene un avance del 25%.avance del 25%.
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
TransporteTransporte
Los trabajos de construcción de los Los trabajos de construcción de los Ductos de Gas Natural y Líquidos Ductos de Gas Natural y Líquidos empezaron en abril de 2002, al 31.01.04 empezaron en abril de 2002, al 31.01.04 las inversiones realizadas han sido de las inversiones realizadas han sido de US$ 660,8 millones respecto a un total US$ 660,8 millones respecto a un total de US$ 669 millones programados hasta de US$ 669 millones programados hasta la puesta en operación comercial, lo la puesta en operación comercial, lo cual significa un avance del 98,7 % en la cual significa un avance del 98,7 % en la ejecución de lasejecución de las
inversiones.inversiones.
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
Trabajos realizados:Trabajos realizados:
- Instalación del ducto de gas: 99 % de - Instalación del ducto de gas: 99 % de avance (723 Km. ejecutados respecto a avance (723 Km. ejecutados respecto a 730 Km. considerados en el proyecto).730 Km. considerados en el proyecto).
- Instalación del ducto de líquidos: Se - Instalación del ducto de líquidos: Se concluyeron (560 km. Ejecutados respecto concluyeron (560 km. Ejecutados respecto a 560 Km. considerados en el proyecto).a 560 Km. considerados en el proyecto).
- El avance promedio en la instalación de las - El avance promedio en la instalación de las 4 estaciones de Bombeo es de 94,5 %.4 estaciones de Bombeo es de 94,5 %.
- El avance promedio en la instalación de las - El avance promedio en la instalación de las 2 estaciones reductoras de presión es de 2 estaciones reductoras de presión es de 90%.90%.
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
Distribución de Gas Natural en Lima y Distribución de Gas Natural en Lima y CallaoCallao
Los trabajos de construcción de los Los trabajos de construcción de los ductos para la distribución de gas en ductos para la distribución de gas en Lima y Callao se iniciaron en octubre de Lima y Callao se iniciaron en octubre de 2002; al 31.04.04 las inversiones 2002; al 31.04.04 las inversiones realizadas han sido de US$ 48,43 realizadas han sido de US$ 48,43 millones respecto a un total de US$ millones respecto a un total de US$ 55,63 millones comprometidas hasta la 55,63 millones comprometidas hasta la puesta en operación comercial, ésto puesta en operación comercial, ésto significa un avance de 87 % en la significa un avance de 87 % en la ejecución de las inversiones.ejecución de las inversiones.
135
3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
El avance global del proyecto incluyendo la ingeniería y los suministros es de 91,9%. A la fecha se vienen realizando trabajos de construcción de los ductos en los siguientes frentes: Lurin (City Gate); Santa Anita (Vía de Evitamiento); Lima Cercado (Línea de Ferrocarril) y Ventanilla (Av. Gambeta).
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3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA3. PROYECTO DE GAS DE CAMISEA
Avance de los trabajos de construcción:Avance de los trabajos de construcción:
Instalación del ducto principal (alta presión) Instalación del ducto principal (alta presión) 89,7 %89,7 %
Ramal ETEVENSA (Ventanilla)Ramal ETEVENSA (Ventanilla)99,4 %99,4 %
Ramal CELIMA 1 ( San Juan de Lurigancho) 96,7 Ramal CELIMA 1 ( San Juan de Lurigancho) 96,7 %%
Ramal CELIMA 2 ( Los Olivos) Ramal CELIMA 2 ( Los Olivos) 39,3 %39,3 %
Ramal Sudamericana de Fibras Ramal Sudamericana de Fibras 100 %100 %
Ramal San Lorenzo Ramal San Lorenzo 100 %100 %
City Gate (Lurin) y terminal de Ventanilla City Gate (Lurin) y terminal de Ventanilla 87,5 %87,5 %
137FUENTE: COMITÉ DE PETRÓLEO – VISIÓN DE PETRÓLEO Y EL GAS. SNMP.1996.
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PRECIOS DE COMBUSTIBLES
Fuente: DGE-MEM, 2003