jaime quijandría salmón socio
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Energía: Situación y Perspectivas
Jaime Quijandría Salmón
Socio
Universidad de San Martín de Porres
Instituto del Perú
Lima, 3 de Junio, 2009
CONTENIDO
1. La era de la escasez: Energía en el mundo.
2. Nuestra matriz energética: ¿Se puede cambiar?
3. Situación de los hidrocarburos
4. ¿Qué pasa en el Sector Eléctrico?
5. Energías renovables: Problema o Solución
6. Agenda Pendiente.
1. La era de la escasez: Energía en el mundo
Transporte 20%
Industria 21%
Residencial 25%
Electricidad 34%
Total 100%
Fuente: EIA WEO 2004
Petróleo 36%
Gas Natural 23%
Carbón 28%
Nuclear 6%
Renovables 7%
Total 100%
Fuente: BP Statical Rewiew of Worl 2007
USOS Y FUENTES DE LA ENERGÍA
2006 Reservas Producción R/P
[MMM bbl] [MM bbl/d] [años]
OPEP 915 35.7 70
Ex-Unión Soviética 128 12.1 29
Resto del mundo 165 35.2 13
Total 1,208 83.0 40
Fuente: BP Statistical Review of Worl 2007 - Oil Market Report - IEA
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DEL PETROLEO
[ MM bbl/d ] 2006
Arabia Saudita 9.0
Iran 3.9
UAE 2.6
Venezuela 2.6
Irak 1.9
Resto OPEP 15.7
Total OPEP 35.7
43% Mundial
Fuente: Oil Market Report-IEA
PRODUCCIÓN OPEP
90s 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
WTI [U$S/bbl] 19.7 30.4 25.9 26.2 31.1 41.5 56.6 66.0
Demanda Mundial [MMM bbl/d] 75.2 75.1 74.9 77.8 81.1 82.5 83.0
Fuente: Platts - Bp Statistical Review of Worl 2007 - Oil Market Report IEA
PRECIOS Y DEMANDA MUNDIAL DE PETROLEO
2006 [TCF] Producción Reservas R/P años
Rusia 21.6 1,689 78
EE.UU. 18.5 209 11
Irán 3.7 993 268
Qatar 1.7 896 512
Resto 55.7 2,627 47
Total 101.2 6,408 63
Fuente: BP Statistical Review of Worl 2007
2006 [TCF] Consumo
OECD Norteamérica 27.2
OECD Europa 17.6
OECD Pacífico 5.3
Ex Unión Soviética 21.9
Sudeste Asiático 10.2
Resto 18.5
Total 100.7
Fuente: BP Statistical Review of Worl 2007
PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS NATURAL
[TCF] 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Rusia 19.2 19.6 20.4 20.8 21.1 21.6
EE.UU. 19.6 18.9 19.1 18.5 18.1 18.5
Irán 2.3 2.6 2.9 3.2 3.6 3.7
Qatar 1.0 1.0 1.1 1.4 1.6 1.7
Resto 45.6 47.0 48.8 51.3 53.8 55.7
Producción Total 87.7 89.1 92.3 95.2 98.2 101.2
Crecimiento anual promedio 2001-2006 3%
Fuente: BP Statistical Review of Worl 2007
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
Consumo 2006 TCF %
Consumo propio (vía gasoducto) 74.2 74%
Exportaciones vía gasoducto 19.0 19%
Exportaciones vía LNG 7.5 7%
Total 100.7 100%
Fuente: BP Statistical Review of Worl 2007
CONSUMO GAS NATURAL - LNG
MMU$S U$S/MMbtu
Liquefacción 2,200 2.2
Transporte* (Barcos) 600/1,000 0.8 - 1.1
Regasificación 800 0.7
Total 3,600 - 4,000 3.7 - 4.0
* Depende de la distancia
Fuente: Elaboración Propia
• La crisis internacional solo ha paleado momentáneamente el
problema energético.
• No existe equilibrio entre oferta y demanda.
• Los precios de los energéticos crecerán inexorablemente a
menos que se produzcan cambios tecnológicos o en los patrones
de vida.
ERA DE LA ESCASEZ
2. NUESTRA MATRIZ ENERGÉTICA:
¿SE PUEDE CAMBIAR?
0,0%
4,6%
69,4%
19,6%
6,4%
0 100 200 300 400
Gas Natural
+LGN
Hidroenergía
Petróleo
Carbón Mineral
Uranio
58,4 %
3,4 %
6,6 %
8,5 %
23,1 %
0 5 10 15 20
Gas Natural
+LGN
Hidroenergía
Petróleo
Carbón Mineral
Uranio
Reservas Probadas
(millones de TJ)
Uso Comercial de Energía
(miles de TJ/año)
TJ: Terajoule (2003)
Total : 530 x 103 TJTotal : 25,8 x106 TJ
Antes de Camisea
(TJ) (TJ)
(Local + Import.)
(Local + Import.)
COMPARACIÓN DE RESERVAS Y
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA COMERCIAL
COMPARACIÓN DE RESERVAS Y
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA COMERCIAL
El análisis del primer cuadro mostrado permite obtener las
siguientes conclusiones:
◦ El Perú tiene reservas importantes de gas y condensados
(ventaja comparativa) que no se han desarrollado y por lo
tanto no se han convertido en una ventaja competitiva.
◦ Teniendo variedad en las reservas de energía, la producción
comercial de energía está concentrada en una sola fuente
(petróleo crudo).
Situación Actual
CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA
27%
17%
56%
Petróleo Gas Natural + LGN Energías Renovables
27%
17%
56%
Petróleo
Gas Natural +
LGN
Energías
Renovables
34%
33%33%
Petróleo Gas Natural + LGN Energías Renovables
Objetivo
• Hidroenergía
• Biocombustibles
• Energía no Convencionales
69%
24%
7%
P. Industriales
Gasolinas
Destilados
Medios
GLP
GN
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA TOTAL
DE HIDROCARBUROS
13%
11%
41%
9%
26%
Nota: Se incluye el Turbo de Exportación(*) La producción fiscalizada de gas natural es considerada a partir del año 1994
(*
)
31%
36%
33%
Diesel
Turbo
Kerosene
COMPONENTES PARA EL DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN
DE UNA NUEVA MATRIZ ENERGÉTICA
No se trata de un anuncio político ni tampoco de una
campaña comunicacional.
Sus principales componentes son:
a) Inventario de Recursos Energéticos;
b) Escenarios alternativos en función de los recursos disponibles y
evaluación de los precios relativos;
c) Estrategia para implementar la matriz;
d) Composición a diez, quince y veinte años;
e) Sostenibilidad técnica, económica, ambiental y social;
f) Impactos ambientales.
Fuente: Proyecto BID, Desarrollo de una Matriz Energética
3. SITUACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS
ESTIMADO DE INVERSIONES EN EL
SUBSECTOR HIDROCARBUROS
925
2380
3137 3111
38124077
3117
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
MM
US
$
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
DOWN STREAM UP STREAM TOTAL
CONTRATOS PETROLEROS
2001 15 14 29
2002 16 13 29
2003 16 11 27
2004 17 14 31
2005 17 28 45
2006 18 43 61
2007 19 65 84
2008 19 61 80
2009 19 61 80
CONTRATOS PETROLEROS SUSCRITOS
AÑO EXPLOTACIÓN EXPLORACIÓN TOTAL
70`s
Grandes Inversiones
en Exploración /
Producción
Descubrimiento de
Petróleo en la Selva
Firma de gran numero
de contratos
Grandes Inversiones
en Transporte y
Procesamiento de
Hidrocarburos
Oleoducto Nor-Peruano
Refinería Iquitos
Construcción del FCC –
Ref. Talara
Planta de Fertilizantes
Planta de Solventes
Planta de Negro de
Humo
Grandes Inversiones
en Comercialización
de Hidrocarburos
Modernización de los
Grifos y Estaciones de
Servicios
Planta de de
Procesamiento de Gas
Natural de Aguaytia
Privatizacion total del
upstream y parcial del
dowstream
Modernización de
Refinería La Pamplilla
por Repsol
80`s 90`s2000-
20052006-..
Grandes Inversiones
en Gas Natural
Desarrollo del Lote 88
Planta de Separación
de Gas – Líquidos en
Malvinas
Planta de
Fraccionamiento de
LGN en Pisco
Sistema de Transporte
de Gas Natural y
Líquidos
Sistema de Distribución
de Gas Natural en Lima
y Callao
Grandes Inversiones:
Exploración/Producción
Record de Contratos
Tecnología para la
explotación de crudo pesado
Plantas de Procesamiento
Modernización de las
Refinerías
Ampliación Malvinas y Pisco
Gran Petroquímica
Amoniaco – Urea -Nitrato
Gas Natural
Micro licuefacción
GNC
Ductos Regionales
Comercialización
GLP automotor
GNV (Chip Inteligente)
Biocombustibles
POTENCIAL
HIDROCARBURIFERO
DEL PERÚ
Potencial SubAndino de Bolivia
Zona Gasífera Cuenca Tumbes
PotencialSubAndino de Perú
Fuente: PERUPETRO S.A.
ZONA SUB ANDINA - SURORIENTE DEL PERÚ
Mipaya
Pagoreni
Camisea
Candamo
8 Pozos perforados
6 Descubrimientos
75% Éxito
Fuente: PERUPETRO S.A.
POTENCIAL DE GAS EN ZONAS ALEDAÑAS A CAMISEA
Fuente: DGH
PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO
COSTA0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
MB
/día
77 MB/ día
SELVA
PASADO, PRESENTE Y FUTURO DE LOS
COMBUSTIBLES EN EL PERÚ (VOLUMEN)
Gasolinas Kerosene Turbo Diesel Residuales GLP Gas Natural
Pasado Presente Futuro
Bajo
Medio
Alto
Biocombustibles (Gasohol / Biodiesel)
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS
DE GAS NATURAL DE CAMISEA
AÑO 31/12/2003 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 *
LOTE 88 8.11 8.12 8.35 8.30 8.21 10.74
LOTE 56 2.75 2.85 2.85 2.94 3.37
TOTAL 8.11 10.87 11.20 11.15 11.15 14.11
Fuente DGH
* Información porporcionada por el Contratista (Pluspetrol)
** 3 TCF como Reservas Probables del Yacimiento Pagoreni (Lote 56)
(**)
RESERVAS DE GAS NATURAL DE
CAMISEA AL 31.12.08
TCFGas Original In
Situ
Recuperable
de Gas Seco
Producción
de Gas
Natural
Reservas
Recuperables de
Gas Seco al
31.12.08 SAN MARTÍN 5.20 4.01 3.76
CASHIRIARI 8.83 6.99 6.99
LOTE 88 14.02 11.00 0.25 10.75
TCFGas Original In
Situ
Recuperable
de Gas Seco
Producción
de Gas
Natural
Reservas
Recuperables de
Gas Seco al
31.12.08
PAGORENI 3.48 2.95 2.92
MIPAYA 0.59 0.44 0.44
LOTE 56 4.07 3.39 0.02 3.37
TOTAL CAMISEA (LOTE 88 Y LOTE 56) 14.11 TCF
*Producción acumulada hasta el 31.12.2008
*Producción acumulada hasta el 31.12.2008
*
*
Lote 56 Proyecto de
Exportación(Perú LNG)
3,4
10,7
7,6
4,2
Lote 88
RESERVAS Y DEMANDA DE GAS NATURAL (TCF)
Demanda LocalPRH 2009-2028
Total 16,1 TCF
Total 12,8 TCF
2,0 Otras Áreas
Eléctrico: 4,2
Industria : 2,3
Residencial: 0,2
Vehicular: 0,9
Reservas Demanda
1,0 Petroquímica
3,3 TCF
PROYECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACIÓN DE
PLANTAS DE MICRO LNG & GAS NATURAL COMPRIMIDO
GNC Energía Perú, proyecto concluido.
Energy Gas, inversión en curso.
Irradia, inversión en curso.
Neogas, inversión en curso.
Kimberly Clark, inversión en curso
1. Proyecto de fabricación de UREA – CFI
Industries.
2. Proyecto de fabricación Amoniaco y Nitrato de
Amonio (explosivos para minería) – Nitratos del
Perú.
PROYECTOS RELACIONADOS CON LA PETROQUÍMICA
Demanda de Gas Natural 2009-2028
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
MMPCD
Uso Eléctrico Uso Industrial Uso Petroquímico Uso Residencial-Comercial Uso Vehicular
PROBLEMÁTICA DEL GAS NATURAL
Alta Demanda.
Falta de Capacidad de Transporte de TGP.
Limitantes en la Capacidad de Producción de gas natural
de la planta de separación de Pluspetrol.
4. ¿ QUÉ PASA EN EL SECTOR ELÉCTRICO ?
Inversiones en Electricidad (Millones de US$)
Crecimiento 2005-2008: 150%
235324
394480
629
983
0
200
400
600
800
1,000
1,200
2003 2004 2005 2006 2007 2008
INVERSIONES EN ELECTRICIDAD (MILLONES DE US$)
CRECIMIENTO 2005-2008: 150%
MÁXIMA DEMANDA Y CRECIMIENTO ANUAL 2001 – 2008*
2 7922 908 2 965
3 1313 305
3 580
4 368
3 966
1,9%
4,2%
5,6%5,6%
8,3%
10,8%
10,2%
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
(MW
)
0,0%
2,0%
4,0%
6,0%
8,0%
10,0%
12,0%
(%)
Máx. Demanda
Crec. Anual (%)
En el 2006 la demanda se empezó a crecer a tasas
superiores a la de los años anteriores.
Evolución de Máxima Demanda y Potencia Instalada
4,806 4,828 4,801 4,774 4,8755,260
5,619 5,619
4,3683,966
3,5803,3053,1312,9652,9082,792
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*
(MW
)
Pot. Instalada Máx. Demanda
En el periodo 2001-2006, la demanda creció 28%
mientras que la oferta sólo lo hizo en 9%.
EVOLUCIÓN MÁXIMA DEMANDA Y POTENCIA INATALADA
4040
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
CON CONCESIÓN DEFINITIVA
7
9C.H. PUCARA
ONOCORA
1
5 6
2
3
4
8
10
11
12
13
Nº Central
1 CH PIAS I 11
2 CH SANTA RITA 173
3 CH QUITARACSA I 112
4 CH CENTAURO I y III 25
5 CH MARAÑON 96
6 CH LA VIRGEN 58
7 CH CHEVES 525
8 CH HUANZA 86
9 CH MORRO DE ARICA 50
10 CH PLATANAL * 220
11 CH PUCARA 130
12 CH TARUCANI 49
13 CH SAN GABAN I 120
1 655
* En construcción
Potencia (MW)
MINISTERIO DE
ENERGÍA Y MINAS
http://www.minem.gob.pe/
41
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DE
MAYOR POTENCIA
41
C.H. PUCARA
ONOCORA
2
1
7
8
9
10
3
4
5
6
Nº Central
1 C.H. RENTEMA 1 525
2 C.H. CUMBA 4 825
3 C.H. CHADIN 2 600
4 C.H. LA BALSA 915
5 C.H. PAQUITZAPANGO 1 379
6 C.H. TAMBO - PTO. PRADO 620
7 C.H. CUQUIPAMPA 800
8 C.H. VIZCATÁN 750
9 C.H. URUBAMBA 942
10 C.H. INAMBARI * 1 355
9 711
* Tiene una concesión temporal
Potencia (MW)
http://www.minem.gob.pe/
MINISTERIO DE
ENERGÍA Y MINAS
FORTALECIMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO
• Participación de la hidroelectricidad disminuye en las ultimas 3
décadas.
• Reserva de potencia en el SEIN disminuye considerablemente en los
últimos años.
• Entre 1995 – 2008 la capacidad instalada creció a una tasa Promedio
anual de 3.6% mientras que la demanda creció a 6.5 anual promedio.
• Desequilibrio entre los precios de mercado y el precio de barra. No
hay incentivo para atender el mercado del servicio publico.
• Inversión en trasmisión no funciono bajo esquema de ley de
concesiones eléctricas.
Casi todo el crecimiento se dio vía contratos BOOT.
• Capacidades de transferencia son limitadas. Menos de 200 MW en
el eje. Norte -Centro - Norte medio y 300MW en el eje Centro – Sur.
• Las inversiones se siguen dando en proyectos térmicos a gas
natural.
• Revisar los precios del gas natural para generación y sincerar las
tarifas a fin de generar inversiones.
• Conversión de centrales de ciclo abierto a ciclo combinado
requieren incentivos en cuanto a nivel de precio del gas natural
FORTALECIMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO
5. PROBLEMA O SOLUCIÓN:
ENERGÍAS RENOVABLES
COSTOS DE INSTALACIÓN VS.
COSTO DE OPERACIÓN
Diesel
Renovables NC
Gas Natural
Carbón
Hidráulica
Opex Capex
Costos Medios de Generación
US$/MWh
0
100
200
300
400
500
Carbón Hidráulica Ciclos
Combinados
de Gas
Fuel Eólica Biomasa Solar
COMPARACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN
[MW] 2006
Alemania 20,622
España 11,615
EE.UU. 11,603
India 6,270
Dinamarca 3,136
Resto 20,987
Total 74,233
Fuente: Global Wind Energy Council
PRINCIPALES PAISES PRODUCTORES DE ENERGÍA EOLICA
ENERGÍAS RENOVABLES
BASE LEGAL:
Decreto legislativo n 1002 (1-5-2008).
Decreto supremo n 059-2008-EM.
Eólica:
• 63 concesiones temporales (2007:1, 2008:54, 2009:8).
• 10,105 MW de potencia instalada.
• Localización (20 Piura, 12 Ica , 9 La Libertad).
• Se requiere subasta para fijar precio a largo plazo.
Geotermia:
• 3 empresas han solicitado autorización de exploración).
• Ninguna aprobada a la fecha.
• Existe potencial en el Sur del país.
• Se requiere subasta para fijar precio a largo plazo.
HIDROS RER:
• Tecnología probada y conocida.
• No son rentables a precios regulados
(inversión entre 1800 a 2300 por KW instalado)
• Corto periodo de desarrollo.
• Necesita tarifas adecuadas sin riesgo regulatorio.
• Se necesita subasta para fijar precio a futuro.
6. AGENDA PENDIENTE
• Precisar rol del estado en el desarrollo energético.
• Necesidad de crear un mecanismo de planificación energética.
• Monitorear cambios en la matriz energética.
• Revisar política de precios relativos de los energéticos.
• Asegurar ampliación de capacidad de transporte de gas natural a
1600 MMPC para el 2012.
• Asegurar éxito de subasta de 500 MW de generación con
hidros medianas y grandes.
• Concretar subasta RER.
• Apoyar desarrollo ducto del sur (KUNTUR).
FUENTES
Marcelo Martínez Mosquera; Energía en el mundo, la era de la escasez.
Banco Mundial; Overcoming Barriers to Hydropower, April 22, 2009 (Borrador).
Osinergmin, Cenergia, Fundación Bariloche; Estudio para elaborar la estrategia para el desarrollo del sector energético, informe final, Mayo 2009.
MEM; Presentaciones del ministro y director general de hidrocarburos (Varias).
Conferencia magistral del Dr. Modesto Montoya sobre energías renovables.
Centrum, PUCP, revista Estrategia N 12 año 4 : “Crisis energeticalo que esta pasando en el Peru y el mundo”
MUCHAS GRACIAS
POR SU ATENCIÓN