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MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS71

Capítulo

La energía en el Perú

a evolución del uso de la energía en el Perú es la misma que la ocurrida en otras civilizaciones. Las culturas prehispánicas usaban intensivamente la biomasa y en particular la leña. Luego de la

conquista vinieron el carbón, el gas y el kerosene, y finalmente la electricidad generada en las hidroeléctricas, en las centrales térmicas, solares y eólicas. También se utilizan el gas natural y los derivados del petróleo como fuente de energía para el transporte y para la cocción.

En la figura 5.1 se ve la evolución del consumo final de energía en el Perú desde el año 2000 a 2017. En el 2000 se consumía 357 774 TJ (terajoules), y en 2017 se incrementó a 724 043 TJ; es decir, el consumo de energía aumentó en un 102% en 17 años. Se nota un incremento de la participación porcentual del gas natural, que ingresó fuertemente al mercado desde el año 2004 (gas de Camisea), desplazando paulatinamente al petróleo como combustible cuya participación ha descendido desde entonces.

Por otro lado, es importante conocer no solo las fuentes de las que proviene la energía que utilizamos en nuestro país, sino también los sectores que la consumen, lo podemos visualizar en la figura 5.2, Matriz energética del Perú-2017, en la que se relacionan ambos aspectos.

Se observa que el petróleo y los líquidos de gas natural son la principal fuente de energía que consume el país, y el gas natural que ocupa el segundo lugar está proveyendo casi la cuarta parte de la energía que consumimos. Sin embargo, se destina el 65% a la generación de electricidad, 11% al transporte, 23% al sector industrial y apenas 2% al sector residencial y comercial.

En el lado derecho se ve que el sector transporte es el primer consumidor de energía del país, aunque solo el 8% proviene del gas natural (consumido por casi 250 000 vehículos que se han convertido de gasolina a gas natural al 2019), pero aún un 92% proviene del petróleo. También se nota que el 39% de la energía que se consume en el sector residencial y comercial proviene de recursos de energía renovable como la biomasa (leña, bosta & yareta y el bagazo), la energía eólica y la energía solar.

L

5


Fig. 5.1. En el gráfico superior se puede observar que más de la mitad de nuestro consumo son los hidrocarburos líquidos (petróleo y líquidos de gas natural) y en el inferior, la cada vez mayor participación del gas natural.

Fuente: Balance Nacional de Energía - 2017. MINEM

Consumo final de energía secundaria – nacional (unidad: TJ)

800000

700000

600000

500000

400000

300000

200000

100000

0

Tera

joul

e (T

J)

2000357 774

2001344 000

2002347 316

2003340 419

2004373 123

2005365 259

2006373 308

2007394 352

2008440 306

2009500 684

2010539 775

2011591 499

2012597 137

2013626 415

2014631 966

2015665 905

2016707 373

2017724 774

No Energéticos Gas Industrial Coque Carbón Vegetal Pet. Industrial Kerosene/Turbo 2 Gas Natural

Gasolina Motor/Gasohol 1

Gas Lic. de Pet. Electricidad Diesel Oil/DB2/DB5

Estructura de participación energía secundaria – nacional

100.0%

90.0%

80.0%

70.0%

60.0%

50.0%

40.0%

30.0%

20.0%

10.0%

0.0%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Matriz energética del Perú–2017 (en petajoules - PJ)

Participación por Fuentes1

Consumo Total de Energía2 (PJ)

831

74%Transporte

378 (45%)

Industrial240

(29%)

Residencial Comercal

213(26%)

Petróleo+LGN470

(47%)

RER3

120(12%)

Hidroenergía131

(13%)

Carbón35

(3%)

Gas Natural255

(25%)

92%9%

12%5%

11% 22%

65%2% 19%23%

14%

70%16%

7%

GeneraciónEléctrica

347

100%

64%

6%

48%

38%

27%

9%

2%

60%

40%

6%

31%

2%39%

2% 26%

Participación por Sector

Nota:1. Después de pasar por los Centros de Transformación y/o descontadas las pérdidas, excepto

para generación eléctrica.2. No considera consumos finales de No Energéticos.3. RER (Recurso de Energía Renovable) integra a la Biomasa (Leña, Bosts & Yareta y el Bagazo),

energía eólica y energía solar. 1/ La participación del consumo de electricidad en el sector transporte es mínima. 2/ PJ = 1015 Joule

Fig. 5.2 En el lado izquierdo del gráfico se ve que el petróleo y los líquidos de gas natural constituyen casi la mitad de energía que consume el país. El gas natural ya se encuentra en segundo lugar y está proveyendo casi la cuarta parte de la energía que consumimos. Sin embargo, este se destina en un 65% a la generación de electricidad, mientras que solo un 11% al transporte, un 22% al sector industrial y apenas un 2% al sector residencial y comercial. En el lado derecho, se ve que el sector transporte es el primer consumidor de energía del país, aunque solo un 8% proviene del gas natural.

Fuente: Balance Nacional de Energía 2017 (MINEM)

8%

42%9%


Uno de los retos del país, precisamente, es hacer que esta matriz sea balanceada adecuadamente y sea sostenible en el tiempo; es decir, garantizar la seguridad energética del país (que contemos siempre con fuentes de energía suficientes), que esté disponible cuando la demandemos (oportuno y diversificado), que tenga precios competitivos (económico), que tenga buena calidad y que sea amigable con el ambiente. En la figura 5.3 se pueden ver las reservas probadas de energía que tenemos disponible para los próximos años y que debemos administrar adecuadamente y con tecnologías eficientes para que nos duren más tiempo, de esta manera garantizar la seguridad energética. Paralelamente, también debemos realizar exploraciones para ubicar nuevas reservas e introducir nuevas tecnologías de generación energética para que nuestra seguridad energética esté basada en la diversidad de fuentes.

Por otro lado, a fin de ver cuánto nos durarán las reservas energéticas que poseemos, es necesario hacer una comparación entre las estimaciones de demanda hasta el año 2040 con los volúmenes de reservas energéticas probadas que poseemos actualmente y que se pueden ver en la figura 5.3.

Estructura de las reservas probadas de energía comercial del año 2017 (TJ)

Según las estimaciones que ha realizado el MINEM, en el documento Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica (NUMES), la demanda de energía en el Perú seguiría la tendencia que se muestra en la figura 5.4, calculándose que para el año 2040 sería de aproximadamente 1 708 000 TJ; es decir, casi dos veces nuestra actual demanda de energía. Considerando dicho crecimiento, las reservas de energía comercial que actualmente tiene el Perú, alcanzarían apenas para unos 25 años; por ello, es importante que el Estado promueva la inversión para la búsqueda de nuevas reservas energéticas, el uso de nuevas fuentes energéticas y, sobre todo, se utilice intensivamente la eficiencia energética.

Carbón Mineral0.52%

Uranio2.54%

Petróleo crudo8.59%

Líquidos del Gas Natural14.26%

Hidroenergía20.35%

Gas natural53.74 %

Total

29 313 876 TJ

Fig. 5.3 Se puede ver que más de la mitad de las reservas que tenemos están constituidas por el gas natural y sus líquidos (68% entre ambos), siguiendo la hidroenergía, el petróleo, el carbón mineral y el uranio.

Fuente: Balance Nacional de Energía 2017. MINEM.


T J

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

RESIDENCIAL Y COMERCIAL

AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIAL

INDUSTRIAL

PÚBLICO

PESQUERO

TRANSPORTE

MINERO-METALÚRGICO

1 800 000

1 600 000

1 400 000

1 200 000

1 000 000

800 000

600 000

400 000

200 000

Crecimiento de la demanda de energía del Perú hasta el año 2040

La electricidad llegó al Perú en 1886, permitiendo el alumbrado de las calles principales del centro de Lima, gracias a una planta térmica de 373 kW que se instaló frente al actual Palacio de Justicia. Con ella se reemplazó el alumbrado público que se realizaba con gas desde mediados del siglo XVIII. Este servicio se amplió progresivamente a toda la ciudad en 1895, mediante a la instalación de la planta de Santa Rosa en el centro de Lima. En 1902 se implementó una planta eléctrica como fuente de energía para el primer tren eléctrico que funcionó en el Perú.

En 1903 comenzó a funcionar la Central Hidroeléctrica de Chosica - Lima, que generaba una potencia de 3 MW. En 1906 se agruparon todas las empresas eléctricas, que eran privadas, en una sola, con el nombre de Empresas Eléctricas Asociadas. Para 1920 ya se tenía una capacidad instalada de 18,4 MW, de los cuales 55% eran de origen hídrico. En 1927, la Central Térmica de Santa Rosa fue ampliada en 10 MW. En 1938 el proyecto del ingeniero Pablo Bonner, consistente en la construcción de tres hidroeléctricas aprovechando las caídas de agua de la cuenca del Rímac - Santa Eulalia, se cristaliza con la Central de Callahuanca con una potencia de 36,75 MW, que se incrementó en 31 MW en 1955. Entre 1951 y 1952 entró en operación la Central Hidroeléctrica de Moyopampa, de 42 MW y en 1955 se incrementó en 21 MW. Por otro lado, a nivel de provincias, en 1905 se funda en Arequipa la Sociedad Eléctrica Ltda. (SEAL). Lo mismo sucede en las diversas regiones donde se forman pequeñas empresas, o las municipalidades abastecen el servicio eléctrico.

5.1 Electricidad

Fig. 5.4 Hasta el año 2040 se observa que los sectores que más energía demandarían, serían el sector transportes y el industrial, seguidos por el residencial, comercial y minero-metalúrgico.

Fuente: NUMES-MINEM. 2012.


Hasta 1955 no existía una norma que ordenara esta actividad, pero ese año se dicta la Ley de la Industria Eléctrica Nº 12378 que define a la industria eléctrica de utilidad pública y promueve la inversión privada en energía.

En marzo de 1960 se inauguró la Central de Huampaní, de 31 MW; y en 1965 comenzó a operar la Central Hidroeléctrica de Huinco.

En 1962 se da la ley 13979 que crea los Servicios Eléctricos del Estado, que se encargaría de gestionar las centrales eléctricas del Estado para abastecer de energía a las localidades en las que no tenían interés los inversionistas privados.

Frente a la creciente demanda de energía debido al desarrollo económico del país, en 1961 se crea la Corporación de Energía Eléctrica del Mantaro (CORMAN) como una empresa estatal que debía explotar el potencial hidroeléctrico del río Mantaro, propuesto por el sabio Santiago Antúnez de Mayolo. El contrato para la construcción de la Central del Mantaro fue suscrito por el Estado en 1966.

En 1972 se promulga el D.L. 19521, Decreto Ley Normativo de Electricidad, que reserva para el Estado las actividades de generación, transformación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Asimismo, se crea ELECTROPERÚ para que realice la acción empresarial del Estado en el subsector electricidad y también realice funciones de planeamiento, estudios y proyectos, construcción y supervisión de obras y operación de los sistemas eléctricos de servicios públicos del Estado, con la finalidad de dar seguridad energética y un suministro de electricidad, económico a la población.

En octubre de 1973 se inauguró la primera etapa de tres turbinas de la Central del Mantaro con un total de 342 MW durante la administración de ELECTROPERÚ. En 1979 se inauguraron las cuatro turbinas restantes, totalizando 798 MW. En 1984 se inauguró la Central Hidroeléctrica de Restitución de 210 MW, que aprovecha las aguas turbinadas de la Central del Mantaro, totalizando 1008 MW. A partir de ese año la mayor parte de la construcción de las centrales eléctricas y líneas de transmisión estuvo a cargo de ELECTROPERÚ.

Asimismo, en 1974, el Estado asume la propiedad de las Empresas Eléctricas Asociadas que pertenecía al sector privado, convirtiéndose en ELECTROLIMA. Con esta medida, todas las actividades de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica pasaron a ser administradas por el Estado, situación que duró 20 años.

En la década del 80, los gobiernos comenzaron a subsidiar fuertemente la energía eléctrica en el Perú, dando lugar a que las empresas eléctricas no pudieran invertir en nuevas instalaciones de generación y en el mantenimiento de su equipamiento, originando que la disponibilidad de la energía fuera cada vez más limitada. A ello se sumaron los continuos sabotajes a las líneas de transmisión por parte de los grupos terroristas, ocasionando innumerables apagones a lo largo del territorio nacional con las consiguientes pérdidas económicas para el país en el sector industrial, la falta de comodidad y la zozobra en la población en general.

En 1992 se dicta el Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, que establece que las actividades de generación, transmisión y distribución, en ese momento en manos del Estado, también podían ser realizadas por los empresarios privados nacionales o extranjeros. Asimismo, dispuso que las empresas se subdividan en tres actividades: generación, transmisión y distribución; y que debían ser empresas independientes para evitar monopolios. También estableció que se debía cobrar por la cantidad de energía que se consumiera y no por el tipo de uso final que se dé.


Esta ley marca un momento muy importante en la historia de la energía en el país, ya que permitió nuevamente la participación del capital privado en la actividad energética. Simultáneamente en el periodo 1992-1994 se eliminaron todos los subsidios a las tarifas eléctricas que existían hasta ese momento.

En 1994 comenzó el proceso de privatización, y ELECTROLIMA, que era una de las mayores empresas que tenía el Estado, se dividió en tres: LUZ DEL SUR, EDELNOR y EDEGEL, siendo las primeras en privatizarse. No obstante ello, hasta la fecha, el Estado no ha privatizado todas las empresas que posee, entre ellas ELECTROPERÚ y la mayor parte de las empresas distribuidoras, como el grupo DISTRILUZ (que comprende a las empresas distribuidoras de electricidad ubicadas en el centro y norte del país), ELECTRO ORIENTE, ELECTROSUR, ELECTRO SUR ESTE, entre otras.

Un aspecto muy importante a mencionar es que nueve años después de promulgada la ley 25 844, en el año 2001, mediante la Ley 27510, se crea el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) que vuelve a implementar subsidios para el sector residencial, pero solo para las familias que consumen menos de 100 kWh al mes de electricidad. Este subsidio llega hasta el 50% para los que se encuentran en el sector urbano, y de hasta 62,5% para los sectores rurales que consumen menos de 30 kWh por mes. El subsidio lo pagan todos los usuarios que consumen más de 100 kWh al mes. Se trata de un subsidio cruzado, en el que los que consumen más subsidian parte del pago de los que consumen menos.

Con este nuevo marco regulatorio que promueve la participación de la inversión privada, uno de los resultados más importantes fue que durante los últimos años el coeficiente de electrificación (porcentaje de la población servida respecto de la población total) se incrementó sustancialmente a nivel nacional y rural de 69% y 23%, respectivamente en el año 2000, a 97% y 88% en el año 2018. Ver figura 5.5.

Fig. 5.5 Se puede observar que en el año 1993 solo un poco más de la mitad de los peruanos tenían electricidad, mientras que en la actualidad este servicio lo tienen un 97%. En el sector rural en los últimos años se ha producido un rápido crecimiento de la electrificación, ello por la inversión privada (especialmente paneles solares).

Fuente: MINEM

100

80

60

40

20

0

%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

56,8

58

14,87,7

10,216,5

21,6 23,2 24,7 25,9 28,920,1 22,3 24,4 25,6 28,2 29,5

61,6 64,868,5 70,2 71,1 73,4

76

45

38

60,5 63,167,2 69,8 70,8 72,8 74,1

78,585

87

90

92

93

96 9795

59

6370

7875

8082

88

Nacional Rural

Coeficiente de electrificación a nivel nacional y rural (%)


En el año 2018, el 57,77% de la electricidad fue producida por las hidroeléctricas, el 37,82% por las centrales térmicas, que funcionan principalmente con el gas de Camisea. Dichos porcentajes son muy significativos, pero también implican cierta vulnerabilidad; pues una sequía por el cambio climático podría afectar la operación de ciertas centrales hidroeléctricas, asimismo, ya que como la mayor parte de las centrales térmicas funcionan con el gas de un solo gasoducto (Camisea), de sufrir daño por algún motivo podría dejar sin energía a gran parte del país con el consiguiente daño económico que ello significaría en ambos casos. Finalmente, el 4,41% por las centrales eólicas y solares en la generación de energía.

Fig. 5.6 La producción de energía en el Perú durante el 2018 fue provista en primer lugar por las hidroeléctricas y en segundo lugar por las térmicas, que usan principalmente el gas de Camisea. Las centrales con energías renovables (eólica y solar) empiezan a crecer en su participación.

Fuente: COES 2018

EÓLICO2.94%

SOLAR1,47%

HIDROELÉCTRICA57.77% TERMOELÉCTRICA

37.82%

Producción de electricidad por tipo de generación - 2018 Total generado: 50816,8 GWh


Fig. 5.7

Las principales plantas de generación eléctrica con una potencia mayor a los 18 MW se pueden ver en la figura 5.7:

Fuente: Elaborado en base a información de centrales de generación integrantes del SEIN a Dic. 2017. COES.

C.S. Majes (20MW)

C.T. Ilo 2 (135 MW)

C.H. Machu Picchu (191,8 MW)

C.H. Carhuaquero (105,1 MW)

C.T. Tumbes (18,7 MW)

C.T. Malacas 1 y 2 (150 MW)

C.T. Tablazo (29 MW)

C.T. Maple Etanol (37,5 MW)

C.H. Gallito Ciego (34 MW)

C.H. Cañón del Pato (246,6 MW)

C.H. Cahua (43,6 MW)

C.T. Paramonga (23 MW)

C.H. Huinco (258,4 MW)

C.T. Ventanilla (532,0 MW)

C.T. Oquendo (31,0 MW)

C.T. Santa Rosa (461,7 MW)

C.T. Atocongo (42 MW)

C.H. Huampaní (31,4 MW)

C.H. Callahuanca (83 MW)

C.H. Moyopampa (72 MW)

C.H. Matucana (120 MW)

C.T. Kallpa (979,0 MW)

C.T. Chilca 1 y 2 (962.7 MW)

C.T. Las Flores (192,5 MW)

C.T. Pisco (134,7 MW)

C.T. Independencia (22,9 MW)

C.T. San Nicolás (68,5 MW)

C.T. Iquitos Diesel Wartsila (48 MW)

C.T. Tarapoto (24 MW)

C.T. Yarinacocha (25 MW)

C.T. Aguaytía (191,9 MW)

C.H. Malpaso (54,4 MW)

C.H. Yuncán (130,2 MW)

C.H. Yaupi (108 MW)

C.H. Yanango (42,8 MW)

C.H. Chimay (153 MW)

C.H. Huanchor (18,4 MW)

C.H. Mantaro (798 MW)

C.H. Restitución (210,3 MW)

C.H. Platanal (220 MW)

C.H. San Gabán II (110 MW)

C.H. Charcani 1-5 (175,7 MW)

C.S. Repartición (20MW)

C.H. Aricota 1 y 2 (35,7 MW)

C.S. Intipampa (40 MW)

C.T. Chilina (28,1 MW)

C.H. Potrero (20,5 MW)

C.T. Recka (181,3 MW)

C.T. Reserva fría de generación planta Talara (180 MW)

C.E. Talara (30,9)

C.E. Cupisnique (83,2)

C.H. Huanza (97,6 MW)

C.H. Cheves (174,2 MW)

C.H. RUNATULLO II (20 MW)

C.H. RUNATULLO III (20,2 MW)

C.H. Chaglla (461,4 MW)

C.T. Puerto Bravo (616,0 MW)

C.S. Repartición (20 MW)C.S. Majes (20 MW)

C.S. Repartición (20 MW)

C.S. RubI (145 MW)

C.E. Marcona (32,0 MW)

C.E. Tres hermanas (97,2 MW)

C.S. Tacna solar (20,0 MW)

C.H. Las pizarras (20,0 MW)

C.T. Reserva fría Planta Eten (227 MW)

C.H. Santa Teresa (118 MW)

Centroles hidroeléctricas

Centroles termoeléctricas - Gas natural

Centroles termoeléctricas - Carbón

Centroles termoeléctricas - Diesel, Residuales

Centroles termoeléctricas - Bagazo

Centroles Solares

Centroles Eólicas

Centroles Biómasa

Leyenda

Centrales eléctricas de generación mayores de 18 MW


Petróleo

Los antiguos peruanos utilizaron la brea que se acumulaba en algunas zonas de Piura como consecuencia del afloramiento natural del petróleo y su posterior evaporación. Esta era llamada copé y se utilizaba intensamente para la impermeabilización de recipientes.

Con la llegada de los españoles el uso de este producto se incrementó, pues era utilizado para la impermeabilización de los barcos (calafateo) que en esa época eran de madera. Fig. 5.8 Antiguo pozo petrolero en la zona de Zorritos

A pesar de que en la zona de Piura el petróleo brotaba naturalmente, no hubo intentos de extraerlo en gran escala ya que la demanda por ese producto no era importante en ese momento. Sin embargo, cuando se conoció que el kerosene, un derivado del petróleo, que llegó al Perú en 1861, podía ser utilizado en mecheros para alumbrarse; el interés por el petróleo se incrementó y fue utilizado intensamente en nuestro país en los siguientes años. Es así que en 1863, apenas cuatro años después de que se hiciera la primera perforación del primer pozo petrolero del mundo en los Estados Unidos, se perforó en Zorritos (Piura) el primer pozo petrolero de América del Sur.

En 1890 se inventó el motor de explosión que utiliza la mayoría de vehículos, por lo que la demanda de gasolina y diésel, derivados del petróleo, se incrementó sustancialmente a nivel mundial. Debido a ello, en 1900 esta actividad se intensificó, sobre todo en los campos de La Brea y Pariñas, y el país se convirtió en un exportador de petróleo. Sin embargo, esta situación cambió en 1962, cuando se comenzó a importar petróleo. Hasta ese momento la explotación de petróleo había sido desarrollada por empresas privadas.

En 1968, una de las varias reformas implementadas por el gobierno militar de ese entonces fue la creación de PETROPERÚ, con la finalidad de que gestionara los recursos petroleros del país en representación del Estado.

En la década del 70, PETROPERÚ comenzó a realizar tareas de exploración y producción, descubriendo en la Amazonía cantidades apreciables de petróleo, que aseguró nuestro suministro de energía de la siguiente década. Para transportar el petróleo se construyó el Oleoducto Norperuano que entró en funcionamiento en 1977, consta del Tramo I (inicia en la localidad de San José de Saramuro, Loreto), el Ramal Norte (inicia en la localidad de Nuevo Andoas, Loreto) y el Tramo II que se inicia en la Estación 5 y llega hasta el puerto de Bayóbar en Piura, teniendo una longitud total de 1106 km y capacidad de bombeo de 200 000 barriles por día (BPD).

5.2 Hidrocarburos


Durante la década del 80, la exploración petrolera decayó debido a que el marco regulatorio no era atractivo para que los inversionistas privados vinieran al país, y el Estado no disponía de recursos económicos para esta actividad, que es de alto riesgo.

En 1992, PETROPERÚ producía 115 000 BPD e importaba 35 000 BPD, pasando nuevamente a ser deficitarios en este energético. Esta situación se deterioró en los posteriores años. En la figura 5.9 se observa cómo ha declinado la producción petrolera y cómo los líquidos de gas natural, en especial los provenientes de Camisea, han compensado esa caída, siendo en la actualidad mayor que la misma producción de petróleo.

En el año 1993, al igual que en el sector eléctrico, se moderniza el marco regulatorio de este sector mediante la promulgación de la Ley 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, cuyo objetivo es promover el desarrollo de las actividades de hidrocarburos sobre la base de la libre competencia y el libre acceso a la actividad económica. Es decir, permite la participación plena de la empresa privada en todas las etapas de exploración, explotación, refinación y distribución de hidrocarburos. Como parte de este proceso se privatizó la refinería La Pampilla y la mayor parte de las estaciones de servicios (grifos).

Producción de hidrocarburos líquidos (barriles por día)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Liquído de gas natural 3,885 3,965 4,092 4,028 14,220 35,840 38,008 36,756 43,452 74,247 84,470 86,863 86,564 104,600 103,400 91,400 94,700 90,800

Petróleo 62,509 61,210 62,721 57,930 79,900 35,840 77,573 77,113 76,576 71,032 72,688 69,650 66,837 62,900 69,300 58,000 40,400 43,600

180 000

160 000

140 000

120 000

100 000

80 000

60 000

40 000

20 000

0

BPD

Fig. 5.9 La producción de los líquidos de gas natural, que son hidrocarburos de mayor calidad que el mismo petróleo, ha superado en cantidad y ha compensado la caída de la producción de este energético.

Fuente: Zona Petrolera N° 4. Oct-Dic 2011. PERUPETRO / Anuario Estadístico Sector Hidrocarburos 2017. MINEM


PERENCOPACIFIC STRATUS

PETROPERÚ

ECUADOR

OC

ÉANO

PACÍFIC

O

COLOMBIA

BRASILB

OLI

VIA

PLUSPETROL

PLUSPETROL

AMÉRICA DEL SUR

LORETOAMAZONAS

SAN MARTíN

CAJAMARCA

LAMBAYEQUE

PIURA

TUMBES

LA LIBERTAD

ÁNCASH

LIMA

JUNÍN

PASCO

HUÁNUCO

UCAYALI

ICA AYACUCHO

HUANCAVELICA

APURÍMAC

MADRE DE DIOS

CUSCO

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

PUNO

MAPLE

AGUAYTÍA

MAPLE

LAGO TITICACA

REPSOL

PLUSPETROL

Z-164BPZ

31-B

31-C

31-DCEPSA131-A

131B

57

CNC56

5888

31-E

192

67

88

88

Z-6

Z-6

XIII

8

En diferentes regiones del Perú se ubican lotes para la explotación de petróleo mediante pozos petroleros, bajo contratos que el Estado peruano ha suscrito con empresas privadas en su mayoría. En la figura 5.10 se muestra la ubicación de los lotes petroleros en explotación y las refinerías donde se procesa el petróleo para obtener sus derivados:

Fig. 5.10

CHILE

Lotes en explotación y refinerías de petróleo en el Perú

Fuente: Anuario Estadístico 2017, Sector Hidrocarburos, DGH-MINEM.

Leyenda

Lotes en explotaciónLotes con contratos de explotación para operaciones petroleras en el Perú.


El gas natural

En el Perú, desde hace más de 50 años, el gas natural fue un subproducto de la explotación petrolera en la zona norte del país y era utilizada como gas para cocinar en los campamentos y en la ciudad de Talara, de tal manera que el país tenía ya alguna experiencia sobre su uso, previo a la llegada del gas de Camisea. Entre los años 1983 y 1987 fueron descubiertos por la empresa SHELL los yacimientos de gas en Camisea. Las reservas probadas de gas en ese entonces eran de 8,7 trillones de pies cúbicos (TPC) y 411 millones de barriles de líquidos de gas natural. Fig. 5.11 Pozo de extracción de gas natural de Camisea en Lote 88

En el año 1998 se inició la explotación del yacimiento de Aguaytía localizado en Ucayali, cerca de Pucallpa. Este yacimiento cuenta con reservas probadas de 0,44 TPC de gas natural seco y 20 millones de barriles de líquidos de gas natural. La empresa AGUAYTÍA ENERGY tiene una Planta de Gas ubicada en Curimaná, al oeste de Pucallpa, de donde obtiene gas natural que luego es transportado por un sistema de ductos hasta una Planta de Fraccionamiento en Yarinacocha, la cual separa el gas natural en gas natural seco, GLP y gasolina. El gas natural seco es transportado a la Central Térmica Aguaytía de 192 MW, gestionada por la empresa TERMOSELVA, para generar energía eléctrica.

En la década del 90, las tratativas entre la empresa SHELL y el Gobierno peruano continuaron para poner en marcha la explotación de los yacimientos de Camisea; sin embargo, en 1998 la empresa decidió no continuar con el contrato, a pesar de haber invertido varios cientos de millones de dólares en la exploración, retornando los yacimientos a manos del Estado. En 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a un concurso internacional para adjudicar la explotación del gas de Camisea y la infraestructura para el transporte del gas hasta Lima, y los líquidos de gas natural hasta la costa peruana. Este se efectuó el año 2000 y la empresa adjudicada para la explotación del gas fue el Consorcio Camisea (Pluspetrol Perú Corporation, Hunt Oil Company, SK Corporation y Tecpetrol del Perú), otorgándosele una concesión por 40 años. Este concurso tuvo como criterio de selección el monto de las regalías, de tal manera que el que ofreciera el valor más alto se haría acreedor a la concesión. Asimismo, se adjudicó el transporte de estos recursos a la empresa que ahora tiene el nombre de Transportadora de Gas del Perú (TGP), siendo la concesión por 33 años.

En 2004 se inició la producción del gas de Camisea en sus yacimientos del Lote 88 (San Martín y Cashiriari), ubicados en la provincia La Concepción (Cusco). El gas extraído de los yacimientos es entregado a la Planta Malvinas, donde se separa el gas natural de los líquidos asociados. El gas natural seco obtenido es bombeado a través de un gasoducto que pertenece a la empresa TGP hasta la Planta de Compresión de Gas ubicada en Chiquintirca (Ayacucho) y de allí hasta el City Gate, que queda en Lurín, desde donde se abastece el gas a las ciudades de Lima y Callao a cargo de la empresa distribuidora CALIDDA. En el caso de


los líquidos de gas natural, se bombean a través de un ducto de un diámetro más pequeño, que también pertenece a TGP, y que va paralelamente al gasoducto llegando hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco operada por PLUSPETROL, donde se separa el gas licuado de petróleo de las gasolinas naturales destinando parte de los productos como el GLP, para el consumo nacional y el resto se exporta.

Fig. 5.12 Vista panorámica de la Planta Malvinas donde se separa el gas natural de los líquidos asociados. Se ubica en la margen derecha del río Urubamba, en el distrito de Echarate, provincia de La Convención, departamento del Cusco, a 25 km del Lote 56 y 40 km del Lote 88.

Desde el 2008, el Perú inició la producción de gas natural de los yacimientos del Lote 56 (Pagoreni y Mipaya), que también se procesa en la Planta Malvinas, con fines de exportación, y lo hace la empresa Perú LNG, para lo cual toma parte del gas que llega hasta Chiquintirca y lo bombea a través de su propio gasoducto hasta la Planta de Licuefacción ubicada en un predio denominado Pampa Melchorita (Cañete), donde el gas se convierte en líquido y se envía al extranjero en grandes barcos metaneros.

Además de la distribución del gas natural en Lima y Callao por CALIDDA, en el 2012 se inició la distribución del gas natural en las localidades de Pisco, Chincha, Ica, Nasca y Marcona, a cargo de la empresa CONTUGAS que instaló ductos de gas desde un centro operacional ubicado en Humay en Ica, punto donde se conectó al gasoducto de TGP.

En el año 2012, PROINVERSIÓN inició el proyecto Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional, con la finalidad de abastecer de gas natural a varias ciudades del Perú mediante sistemas de distribución de gas por red de ductos concesionados a empresas privadas. Dichos sistemas comprenden:

Transporte virtual (terrestre) del gas natural en estado líquido en camiones especiales, desde la Planta de Licuefacción de Gas, de Pampa Melchorita a las ciudades por abastecer.

Regasificación en estaciones reguladoras y de medición ubicadas en cada ciudad de destino. Suministro del gas natural al usuario final a través de redes de ductos.

En el año 2017, las empresas favorecidas con la concesión de la distribución de gas natural iniciaron operaciones:

Gases del Pacífico (QUAVII) en la concesión norte: Chimbote, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Chiclayo, Lambayeque y Pacasmayo.

Gas Natural Fenosa Perú (NATURGY) en la concesión suroeste: Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna.


En mayo del 2019, el Estado suscribió un contrato de concesión del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en la Región Tumbes, celebrado entre el MINEM y la empresa CLEAN ENERGY DEL PERÚ, la cual se comprometió a realizar las primeras conexiones en unos 18 meses y, posteriormente, completar 16 576 instalaciones domiciliarias en un plazo no mayor a 8 años.

En agosto del 2019, la empresa PROMIGAS fue favorecida con la concesión de la distribución de gas natural en Piura para la conexión de 64 000 viviendas al servicio de gas, además de atender a otros usuarios comerciales, vehículos e industrias en dicha región.

Para septiembre del 2019, el MINEM tiene previsto concretar la concesión del proyecto 7 Regiones que incluye a Cusco, Puno, Ucayali, Junín, Huancavelica, Ayacucho y Apurímac.

Lima

Lurín

Cañete

Ayacucho

City gate

OcéanoPacifico

PampaMelchorita

Planta de licuafacción

Pisco

Planta de fraccionamiento Ica

Humay

Junín

Cusco

Apurímac

Chiquintirca

Lotes 88 y 56

Malvinas

Leyenda

Gasoducto (TGP)

Líquidos (TGP)

Gasoducto Perú LNG

Gasoducto(CALIDDA)

Gasoducto (CONTUGAS)

Plantas

Límite departamental

Chincha

San JuanMarcona

Nazca

Mapa de los ductos de transporte del gas natural y sus líquidos asociados

Fig. 5.13 En este gráfico se puede apreciar la línea verde que describe la trayectoria del gasoducto que transporta el gas de Camisea hasta Lurín (City Gate) desde donde se abastece a Lima y Callao, mientras que la línea azul representa el ducto que transporta los líquidos asociados al gas natural que llega hasta Pisco. El gas natural que se exporta se bombea a través de otro gasoducto desde Chiquintirca ( Ayacucho) hasta Pampa Melchorita ( Cañete). Unos ramales del gasoducto llevan el gas natural hasta diferentes localidades de Ica.

Fuente: Adaptado de Desarrollo de la industria del gas natural / Sistema de distribución de gas natural por red de ductos en el departamento de Ica. OSINERGMIN. 2019.


En la figura 5.14 se puede ver que la producción de gas natural en millones de pies cúbicos al día (MMPCD) se ha ido incrementando rápidamente; en la actualidad, el consumo destinado a la producción de electricidad es de 62%, mientras que en el sector residencial apenas llega a 1,9% (ver Tabla 5.1), razón por la cual el Estado peruano está promoviendo la masificación del uso del gas natural en todo el país.

MM

PCD

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

33,3 35,8 42,7 50,6 83,5 148,9 174,1 263,6 333,9 343,3 700,3 1,085 1,144.2 1,179.6 1,250.4 1,208.9 1,350.9 1,252.2 1,230.8

14 000

13 000

12 000

11 000

10 000

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0.0

Fig. 5.14 Evolución de la producción anual de gas natural en millones de pies cúbicos por día (MMPCD).Fuente: Zona Petrolera No. 4. Oct-Dic 2011/ Estadísticas de Gas Natural 2010-Julio 2019. PERUPETRO.

Evolución de la producción de gas natural en el Perú

miles m3 %

Generadores de electricidad 3 499 011 62,01

Industria 1 344 652 23,83

Comercio 40 144 0,71

Gas vehicular 651 707 11,55

Residencial 107 430 1,90

Total 5 642 945 100,00

Consumo de gas natural por actividad económica en Lima y Callao - 2018

Fuente: Anuario Estadístico 2018. OSINERGMIN

Tabla 5.1


Muchas personas confunden el gas natural con el gas licuado de petróleo (GLP), que es el combustible que usamos comúnmente en cilindros o balones para cocinar. El gas natural tiene como componente principal al metano, mientras que el GLP es una mezcla de propano y butano. El GLP se obtiene separando estos dos componentes de los líquidos asociados al gas natural; esto se realiza en la Planta de Fraccionamiento de Pisco. El GLP también se obtiene en las refinerías por destilación del petróleo.

Energía solar y éolica

Las energías renovables, como la hidroelectricidad y la leña se utilizan en el país desde siempre. Sin embargo, hay algunas, como la energía solar, la energía eólica y los biocombustibles que no se utilizaron, a pesar de que otros países lo hacen intensivamente desde hace muchos años.

Para captar la atención de los inversionistas y de la población en general hacia las fuentes renovables de energía y al desarrollo de las tecnologías necesarias en la obtención de calor y electricidad en sus diversas aplicaciones, el MINEM elaboró el Atlas de Energía Solar del Perú en el año 2003 y el Atlas Eólico del Perú en el año 2016. Ver figura 5.15.

Fig. 5.15 En los mapas se puede ver que el potencial de la energía solar se acentúa en la zona sur del país, donde los niveles de irradiación son mayores (color naranja a rojo), mientras que el mayor potencial eólico se concentra en la zona norte y también en el sur del país a partir de Ica.

Fuente: Atlas de energía solar del Perú, SENAMHI-UNDP-MINEM (2003) Atlas Eólico del Perú, MINEM (2016)

5.3 Energías renovables no convencionales

Mapa de Irradiación solar en el PerúEnergía solar incidente diaria promedio anual

< 4,04,0 - 4,54,5 - 5,05,0 - 5,55,5 - 6,06,0 - 6,56,5 - 7,07,0 - 7,5> 7,5

Irradiación Solar (KWh/m2)

Mapa eólico del PerúVelocidad media anual del viento a 100 metros

Velocidad viento (m/s)

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0


Mediante el Atlas Solar se confirmó que el Perú tiene un gran potencial con niveles de irradiación entre 4 y 7,5 kWh/m2, principalmente en zonas de la sierra y en algunas regiones de la costa. Incluso en Lima, este potencial existe en algunos distritos, como Chosica y La Molina. Una ventaja adicional es que la irradiación en el Perú es constante, con fluctuaciones menores al ±20%. Este nivel de irradiación es dos a tres veces superior a los de algunos países desarrollados que, a pesar de ello, utilizan intensivamente este tipo de energía. Por ejemplo, si nosotros necesitamos un solo panel solar de 50 watts en Puno para dar energía a cinco focos LED durante cuatro horas en las noches, en esos países requerirían dos a tres paneles de ese tipo. Es decir, el potencial solar que tenemos nos permite generar la misma cantidad de energía a un menor costo.

Por otro lado, con el mapa eólico se determinó que tenemos un potencial de energía eólica total de 28 395 MW, es decir, casi cuatro veces la máxima demanda actual del país, que es de aproximadamente 6800 MW.

Sin embargo, es necesario advertir que la energía producida por ambas fuentes no es continua, ya que su producción depende fuertemente de factores climáticos; y es una limitación importante que ya está siendo superada con el empleo de sistemas de almacenamiento de energía (baterías fluidos térmicos, embalses, etc.) que ya la convierten en administrable, es decir, que puedan utilizarse en cualquier momento y no solo mientras haya viento o sol.

Con la finalidad de promover la utilización de las energías renovables, principalmente para la generación de electricidad, el Estado ha promulgado dispositivos legales como la Ley de Promoción de la Inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables (Decreto Legislativo 1002 del 2008). La ley define como Recursos Energéticos Renovables (RER) a las fuentes de Energía Renovable No Convencional (solar, eólica, geotérmica, biomasa e hidroeléctricas hasta 20 MW) y establece que el 5% del consumo de electricidad debe ser cubierta por este tipo de fuentes (en el 2018 la generación con centrales eólicas y solares fue de un 4,41%), dando incentivos como el pago de toda la energía producida a base de tarifas estables por veinte años, resultante de las Subastas RER realizadas antes de su construcción.

En la figura 5.16 se muestra el mapa del Perú donde se ubican las centrales eólicas y centrales solares que están operando a diciembre 2018 como resultado de las Subastas RER y otras iniciativas.


Central Tecnología MW

1 Talara Eólica 30,9

2 Cupisnique Eólica 83,2

3 Marcona Eólica 32

4 Tres Hermanas Eólica 97,2

5 Majes Solar 20

6 Repartición Solar 20

7 Panamericana Solar Solar 20

8 Moquegua FV Solar 18

9 Tacna Solar Solar 20

10 Wayra I Eólica 132

11 Intipampa Solar 44,5

12 Rubí Solar 145

Central eólica

Central solar

3

TUMBES

PIURA

LAMBAYEQUE

LORETO

AMAZONAS

CAJAMARCA

LA LIBERTAD

SAN MARTÍN

ÁNCASHUCAYALIHUÁNUCO

LIMA JUNÍN

PASCO

ICA

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

PUNO

CUSCO

APURÍMAC

HUANCAVELICA

AYACUCHO

MADRE DE DIOS

410

1

2

65

9

781112

Centrales eólicas y solares en el Perú

Fig. 5.16 En el mapa se ubican las centrales eólicas (también llamados parques eólicos) y centrales solares. Actualmente, en el Perú se encuentran operando cinco centrales eólicas y siete centrales solares.

Fuente: Datos de Centrales de Generadores del SEIN a diciembre 2018. COES

En el Capítulo 10 se abordan mayores detalles de la aplicación de las energías solar y eólica en diferentes partes del mundo y ejemplos concretos en el Perú.


Energía geotérmica

Nuestro país también tiene este tipo de recursos que serviría para generar principalmente electricidad, cuyo potencial se ha agrupado en seis regiones, habiéndose identificado, según el OLADE, 156 zonas geotérmicas en seis regiones. Región I (Cajamarca y La Libertad), Región 2 (Callejón de Huaylas), Región III (Churín), Región IV (Zona Central), Región V (Cadena Volcánica Sur) y Región VI (Puno y Cusco). Las de mayor potencial se encuentran en el sur del país, estimándose que el potencial existente podría servir para generar hasta 3000 MW.

TUMBES

PIURA

LAMBAYEQUE

LORETO

AMAZONAS

CAJAMARCA

LA LIBERTAD

ÁNCASH

LIMA

UCAYALI

JUNÍN

PASCOHUÁNUCO

SAN MARTÍN

ICA

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

PUNO

CUSCO

APURÍMAC

HUANCAVELICA

AYACUCHO

MADRE DE DIOS

Cajamarca - La Libertad

Callejón de Huaylas

Churín

Central

Eje Volcánico Sur

Cuzco - Puno

Mapa Geotermal del Perú

Fig. 5.17 El mayor potencial geotérmico se encuentra en el sur del país. Se estima que se podría obtener 3000 MW por esta fuente renovable.

Fuente: MINEM 2012.


Biomasa y biocombustibles

En cuanto a la biomasa, no existen estudios actualizados de su potencial, pero sí estadísticas sobre su uso por parte de la población. Según el INEI, al año 2016, el 82,8% de la población peruana había accedido a combustibles y tecnología limpios para cocinar (gas y electricidad); mientras que el 17,2% de la población aún usaba combustibles contaminantes e insalubres, como la leña y el carbón, entre otros. No obstante ello, significó una mejora con respecto al año 2007 ya que el 40,2% de la población cocinaba con combustibles no limpios. El ámbito rural de la selva (Loreto, Ucayali, Amazonas) y la sierra (Huancavelica, Cajamarca, Huánuco) los que más usan dichos recursos en la actualidad.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Año

%

59,8 62,5 65,4 68,0 69,6 71,9 73,8 77,7 81,1 82,8

Fig. 5.18 Perú: Proporción de la población cuya fuente primaria de energía para cocinar consiste en combustibles y tecnologías limpias, 2007-2016.

Fuente: Encuesta Nacional de Hogares (ENAHO). INEI.

Es preciso añadir que en la actualidad también están produciéndose biocombustibles a partir de la caña de azúcar, de la cual se extrae el alcohol, ya que es obligatorio que todos los tipos de gasolina tengan este componente en un 7,8%, lo que es beneficioso para el medioambiente, aunque su sobredemanda podría afectar en algún momento el precio del azúcar y los productos que se elaboran con este insumo.

De acuerdo a la ENAHO del INEI, al año 2016, había en el Perú cerca de 5,5 millones de personas ubicadas en las zonas rurales y urbano marginales, que no tenían acceso total a la energía y a las fuentes modernas y limpias de energía.

Por otro lado, en el Perú el acceso a la energía presenta características especiales, como:

Lejanía y poca accesibilidad de las localidades.

Reducido consumo unitario.

Bajo poder adquisitivo.

Poblaciones dispersas.

Falta de infraestructura vial.

Ello hace que cualquier proyecto energético para atender a las poblaciones, con bajo acceso a la energía, tenga una baja rentabilidad económica, lo que no es atractivo para la inversión privada, y requieran necesariamente de la participación activa del Estado.

5.4 La inclusión social y energía: El Fondo de Inclusión Social Energético (FISE)


Considerando esta situación, el Gobierno promulgó en el 2012 la Ley 29852: Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), como un sistema de compensación energética dentro de un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población.

Es así que en el 2013 el MINEM aprobó el Plan de Acceso Universal a la Energía 2013-2022 (PAUE), que tiene como su principal objetivo lograr el acceso universal de la población al suministro energético, siendo la mejora de la eficiencia energética otra de sus prioridades.

El FISE forma parte de los recursos considerados para implementar el PAUE realizando actividades a través de cinco mecanismos:

a. Programa de promoción de nuevos suministros residenciales del uso de gas natural (BonoGas) en los sectores vulnerables, mediante financiación parcial o total de las conexiones de gas e instalaciones internas, donde haya redes de gas natural.

b. Programa de promoción de la conversión de vehículos particulares a gas natural vehicular mediante financiamiento bancario a una tasa de 3% (BonoGas vehicular).

c. Compensación social y promoción para el acceso al GLP de los sectores vulnerables, tanto urbanos como rurales, a través de vales de descuento en la compra de cilindros de GLP de 10 kg.

d. Programa masivo fotovoltaico en zonas aisladas no conectadas a red, para suministro de electricidad en viviendas, instituciones educativas y entidades de salud, a través del uso de paneles fotovoltaicos y sus accesorios.

e. El mecanismo de compensación de la tarifa eléctrica residencial (MCTER) a usuarios del servicio público de electricidad a nivel nacional, cuyas tarifas sean mayores a ciertos valores de cargo fijo y costo de energía fijados por el OSINERGMIN.

La Ley del FISE se aplica a los usuarios residenciales de electricidad con consumo promedio mensual menor o igual que 30 kWh por mes, a quienes se les viene entregando un vale de descuento de 16 soles para la adquisición de cilindros de gas; habiendo ya beneficiado a lo largo de seis años hasta el cierre del 2018, a más de 1,6 millón de familias peruanas, según el Informe anual 2018 del FISE.

Como se mencionó anteriormente, el mismo segmento poblacional menos favorecido es beneficiario del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) que subsidia a tres millones de familias, aproximadamente.

la energía en el perú - minem.gob.pe

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