WP4: Dotación de Recursos Energéticos, Conversión y Distribución

Project no. EIE/05/141/SI2.420262
ANDENERGY
ANDEAN ENERGY HUB
Intelligent Energy – Europe (IEE)
Type of action: Type 1
Key action: VKA11, VKA12
DELIVERABLE N 3
Dotación Energética Conversión y Distribución
WORK PACKAGE N 4
Periodo considerado: de Enero 2006 a Diciembre 2006
Fecha límite: febrero 2007
Fecha de inicio del Proyecto: 1 Enero 2006
Fecha final del proyecto: 31 Diciembre 2007
Duración: 2 años
Líder / Responsable del Work Package: ENERGY / Martín Flores
Organización: SECCIÓN ENERGÍA UNIVERSIDAD DE PIURA
Email: martflores@gmail.com
Telefono: +5173 284500
Otros participantes:
ESPOL Escuela Superior Politecnica del Litoral, Ecuador
CIRPS Centro Interuniversitario per lo Sviluppo Sostenibile, Italia
Deliverable 3
ÍNDICE
LISTA DE TABLAS ....................................................................................................................................... 3
LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................................................... 4
ABREVIACIONES Y ACRÓNIMOS ........................................................................................................... 6
1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 8
1.1.
1.2.
2.
OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 9
METODOLOGÍA................................................................................................................................ 9
IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA.................................................... 10
2.1.
FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA EN EL PERÚ ................................................................................ 10
2.1.1. Reservas de Energía en el Perú............................................................................................... 10
2.1.1.1.
2.1.1.2.
2.1.1.3.
2.1.1.4.
2.1.2.
2.1.3.
2.1.4.
Petróleo ......................................................................................................................................... 10
Gas Natural ................................................................................................................................... 11
Antracita (Carbón Mineral) ........................................................................................................... 11
Uranio ........................................................................................................................................... 11
Producción de Energía Primaria ............................................................................................ 11
Importación y Exportación de Energía Primaria.................................................................... 12
Análisis de datos...................................................................................................................... 14
2.1.4.1.
2.1.4.2.
2.1.4.3.
2.1.4.4.
2.1.4.5.
2.1.4.6.
Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria .............................................................. 14
Relación entre producción y reservas............................................................................................ 15
Intensidad de energía primaria ...................................................................................................... 16
Elasticidad del Consumo de Energía Primaria .............................................................................. 16
Consumo de Energía Primaria per cápita ...................................................................................... 17
Consumo interno de energía primaria ........................................................................................... 18
2.2.
FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA EN ECUADOR ............................................................................. 18
2.2.1. Reservas y producción............................................................................................................. 19
2.2.1.1.
2.2.1.2.
2.2.1.3.
2.2.1.4.
2.2.1.5.
2.2.1.6.
2.2.2.
Análisis de datos...................................................................................................................... 25
2.2.2.1.
2.2.2.2.
2.2.2.3.
2.2.2.4.
2.2.2.5.
2.2.2.6.
2.2.2.7.
3.
Extracción (petróleo, gas natural).................................................................................................. 19
Reservas Nacionales...................................................................................................................... 20
Producción .................................................................................................................................... 20
Importación y exportación ............................................................................................................ 21
Precio medio en el mercado .......................................................................................................... 23
Costos principales ......................................................................................................................... 23
Diversificación de energía primaria .............................................................................................. 25
Propiedad de energía primaria (% de recursos nacionales) ........................................................... 25
Relación entre producción y reservas............................................................................................ 25
Intensidad de energía primaria ...................................................................................................... 25
Producción per capita .................................................................................................................... 26
Consumo de energía interna primaria............................................................................................ 26
Emisión de CO2 equivalente en la extracción, producción y transporte de energía primaria........ 27
IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA.............................................. 28
3.1.
FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA (PERÚ) .................................................................................. 28
3.1.1. Producción .............................................................................................................................. 28
3.1.2. Importación y Exportación ...................................................................................................... 29
3.1.3. Precio medio en el mercado .................................................................................................... 30
3.1.4. Costos principales ................................................................................................................... 31
3.1.5. Análisis de los datos ................................................................................................................ 32
3.1.5.1.
3.1.5.2.
3.1.5.3.
3.1.5.4.
Diversificación de la Energía Secundaria...................................................................................... 32
Intensidad de Energía Secundaria ................................................................................................. 32
Elasticidad de Energía Secundaria ................................................................................................ 33
Emisión de CO2 equivalente en energía secundaria...................................................................... 33
3.2.
FUENTES DE ENERGÍA SECUNDARIA (ECUADOR) ........................................................................... 34
3.2.1. Producción .............................................................................................................................. 35
3.2.2. Distribución............................................................................................................................. 36
3.2.3. Importación y exportación....................................................................................................... 36
3.2.4. Precio medio en el mercado .................................................................................................... 37
3.2.5. Principales costos.................................................................................................................... 39
1
Deliverable 3
3.2.6.
Análisis de datos...................................................................................................................... 40
3.2.6.1.
3.2.6.2.
3.2.6.3.
4.
Diversificación de energía secundaria........................................................................................... 40
Propiedad de energía secundaria (% de recursos naturales) .......................................................... 41
Consumo de energía por sector ..................................................................................................... 41
IDENTIFICACIÓN DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLE .......... 44
4.1.
ENERGÍAS RENOVABLES (PERÚ).................................................................................................... 44
4.1.1. Hidroelectricidad..................................................................................................................... 44
4.1.2. Eólica....................................................................................................................................... 46
4.1.3. Geotérmica .............................................................................................................................. 47
4.1.4. Solar ........................................................................................................................................ 48
4.1.5. Solar térmica ........................................................................................................................... 49
4.1.6. Solar Fotovoltaica ................................................................................................................... 50
4.1.7. Biomasa ................................................................................................................................... 52
4.2.
ENERGÍAS RENOVABLES (ECUADOR) ............................................................................................ 53
4.2.1. Hidráulica................................................................................................................................ 53
4.2.2. Eólica....................................................................................................................................... 53
4.2.3. Geotérmica .............................................................................................................................. 53
4.2.4. Solar (térmica y fotovoltaica).................................................................................................. 53
4.2.5. Biomasa ................................................................................................................................... 53
4.2.6. Energía de olas marinas.......................................................................................................... 54
5.
IDENTIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS PRINCIPALES ................................................... 55
5.1.
IDENTIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS PRINCIPALES (PERÚ) ........................................................ 55
5.1.1. Tecnologías para combustibles fósiles .................................................................................... 55
5.1.1.1.
5.1.1.2.
5.1.1.3.
5.1.1.4.
5.1.1.5.
5.1.2.
Motor de combustión interna ........................................................................................................ 55
Turbina a gas................................................................................................................................. 56
Turbina de vapor ........................................................................................................................... 56
Ciclos combinados ........................................................................................................................ 57
Costos de producción de las centrales de generación .................................................................... 57
Tecnologías para energía renovable ....................................................................................... 58
5.1.2.1.
5.1.2.2.
5.1.2.3.
5.1.2.4.
Fotovoltaica................................................................................................................................... 58
Hidroeléctrica................................................................................................................................ 59
Geotérmica .................................................................................................................................... 60
Biomasa......................................................................................................................................... 61
5.2.
IDENTIFICACIÓN DE LAS PRINCIPALES TECNOLOGÍAS (ECUADOR)................................................. 61
1.2.1. Tecnologías para combustibles fósiles. ................................................................................... 61
1.2.2. Tecnologías para energías renovables. ................................................................................... 62
1.2.2.1.
1.2.2.2.
1.2.2.3.
1.2.2.4.
1.2.2.5.
1.2.2.6.
Solar térmica ................................................................................................................................. 62
Fotovoltaica................................................................................................................................... 62
Aerogeneradores ........................................................................................................................... 62
Hidroeléctrica................................................................................................................................ 63
Geotermoeléctrica ......................................................................................................................... 63
Biomasa......................................................................................................................................... 63
CONCLUSIONES ......................................................................................................................................... 64
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................................ 65
2
Deliverable 3
LISTA DE TABLAS
Tabla 1:
Reservas Probadas de Energía en el Perú (1990 -2005)
Tabla 2:
Relación Reservas/Producción
Tabla 3:
Valor agregado en la extracción de petróleo y gas natural en la economía
año 2004
Tabla 4:
Producción de petróleo
Tabla 5:
Producción fiscalizada de gas natural
Tabla 6:
Exportación y Variación del precio del petróleo 1996-2005
Tabla 7:
Costos Unitarios de la Filial Petroproducción (Dólares/barril)
Tabla 8:
Estructura de precios de combustibles (nuevos soles diciembre 2006)
Tabla 9:
Precios medios de la energía eléctrica según opción tarifaria a junio 2006
Tabla 10:
Pliegos tarifarios máximos por consumo de gas natural
Tabla 11:
Producción bruta de productos derivados del petróleo (en Barriles).
Tabla 12:
Importación de electricidad en el Ecuador 1990-2005
Tabla 13:
Tarifa de energía eléctrica promedio en el Ecuador
Tabla 14:
Precios medios de la energía eléctrica en el Ecuador, período 1995-2005
Tabla 15:
Precios de venta de Derivados en Ecuador
Tabla 16:
Costo Total/Barril de los Derivados de petróleo en Ecuador (año 2004)
Tabla 17:
Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables en el Perú
Tabla 18:
Grupos Diesel instalados en Lima y Callao
Tabla 19:
Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas
del SEIN que emplean grupos Diesel
Tabla 20:
Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas
del SEIN que emplean turbina a gas
Tabla 21:
Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas
del SEIN que emplean turbina de vapor
Tabla 22:
Características Generales de la central de ciclo combinado Ventanilla
Tabla 23:
Tecnologías de energía renovable
Tabla 24:
Sistema fotovoltaico: análisis económico-financiero
Tabla 25:
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: análisis económico-financiero
3
Deliverable 3
LISTA DE FIGURAS
Figura 1:
Producción de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 2:
Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de
Energía Primaria y Energía Primaria Comercial en el Perú, periodo 19902005
Figura 3:
Importación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 4:
Importación de Energía Primaria por tipo de Energético en el Perú, 19902005
Figura 5:
Exportación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 6:
Balanza Comercial del Petróleo en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 7:
Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú, 19902005
Figura 8:
Intensidad de Energía Primaria en el Perú, periodo 1971-2005
Figura 9:
Elasticidad del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú, periodo
1971-2005
Figura 10:
Energía primaria per cápita en el Perú, periodo 1970-2005
Figura 11:
Consumo Interno de Energía primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 12:
Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (1000 TJ)
Figura 13:
Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (kBep)
Figura 14:
Evolución de ingreso por exportaciones de crudo
Figura 15:
Exportaciones directas de petróleo crudo por países 2004
Figura 16:
Composición de costos unitarios de Petroproducción
Figura 17:
SOTE: composición de costos unitarios
Figura 18:
Intensidad de Energía Primaria (1990-2004)
Figura 19:
Energía primaria per capita
Figura 20:
Consumo de energía interna (x 1000 TJ)
Figura 21:
Consumo de energía per cápita (GJ/hab) 1994-2004
Figura 22:
Producción de Energía secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 23:
Producción de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 24:
Importación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 25:
Importación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 26:
Exportación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 27:
Exportación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 28:
Diversificación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Figura 29:
Intensidad de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
4
Deliverable 3
Figura 30:
Elasticidad del Consumo Final de Energía Secundaria en el Perú, periodo
1990-2005
Figura 31:
Evolución de emisiones de CO2 generadas por la energía comercial
Figura 32:
Evolución de las emisiones de CO2 por sectores económicos
Figura 33:
Balance de energía secundaria 1990-2004
Figura 34:
Composición de costos unitarios de Petroindustrial
Figura 35:
Uso de energía en el sector industrial
Figura 36:
Evolución de energía en el sector residencial
Figura 37:
Evolución del uso de energía en el sector comercial, servicios y sectores
públicos
Figura 38:
Evolución del uso de energía en la agricultura, pesca y minería
Figura 39:
Evolución del uso de energía en el sector del transporte
Figura 40:
Potencia Instalada en 2005, según su origen
Figura 41:
Producción de Energía Eléctrica en 2005, según su origen
Figura 42:
Potencia instalada y número de MCHs instaladas por Departamento
Figura 43:
Mapa de Regiones Geotérmicas de mayor interés en el Perú
Figura 44:
Promedio anual de la Irradiación diaria (1975-1990)
Figura 45:
Potencia Instalada (kWp) y número de sistemas fotovoltaicos en el Perú
Figura 46:
Potencial Bioenergético en el Perú
Figura 47:
Costos para Generar Electricidad, según tipo de tecnología y combustible
empleado
Figura 48:
TIRE vs. factor de carga anual
5
Deliverable 3
ABREVIACIONES Y ACRÓNIMOS
ADINELSA
Oficina de Administración de Infraestructura Eléctrica
API
American Petroleum Institute
BCRP
Banco Central de Reserva del Peru
CDCF
Fondos comunitarios para e desarrollo de Carbón
CEPAL
Comisión Económica para América Latina y el Caribe
CENERGIA
Centrp de la Conservación de la Energía
CER-UNI
CORPAC
Centro de Energía Renovables, Universidad Nacional de Ingeniería
Comité de Operación Económica del Sistema–. COES – del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN
Corporación Peruana de Aeropuertos y Aviación Comercial
DEP
Dirección General de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas
DGE
Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas
TIR
Tasa de Retorno
FONER
Fondo Rural de Electrificación
GTZ
Agencia de Cooperación Alemana
GEF
Fondos ambientales mundiales
IAEA
Agencia Internacional de Energía Atómica
IDEE/FB
Instituto de Energía Económica de la Fundación Bariloche
ITINTEC
Instituto de Tecnología Industrial y normas técnicas del Perú
ITDG
Intermediate Technology Development Group
MEF
Ministerio de Economía y Finanzas
MEM
Ministerio de Energía y Minas
MHPs
Microcentrales hidroeléctricas
GN
Gas Natural
ONGs
Organizaciones No Gubernamentales
GNV
Gas Natural para Vehículos
OLADE
Organización Latinoamericana de Energía
OSINERG
Organismo de Supervisión de Inversiones en en el Sector Energético
PCF
Fondos para prototipos en sector Cabón
PPA
Acuerdos de Compra de Energía
PV
Fotovoltaico
SIEN
Sistema Interconectado Eléctrico Nacional
COES-SEIN
6
Deliverable 3
SENAMHI
Servicios Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú
SFD
Sistema Solar Doméstico
SIEE
Sistema de Información Economía Energética
PNUD
Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo
WEA
Organismo de Evaluación Mundial de Energía
7
Deliverable 3
1. Introducción
Uno de los objetivos del proyecto ANDENERGY es evaluar los recursos energéticos disponibles y
su distribución, así como los sistemas de conversión utilizados. Esta información resulta relevante
para poder conocer la tendencia de aumento o agotamiento de los recursos energéticos,
convencionales y renovables, que junto a las estrategias de las políticas energéticas, darán como
resultado el direccionamiento de su utilización y como podrían ser dirigidos a satisfacer las
necesidades de las zonas con mayor pobreza eléctrica.
En el Perú y en Ecuador, la base de la economía energética está centrada en la producción de
petróleo y gas natural, en yacimientos situados en la selva amazónica y en el caso Perú tanto en la
costa (on shore) como en el zócalo continental (off shore).
La características del petróleo extraído en Perú son de medios a pesados en cuanto a su API (32 a 16
API), por lo cual mayormente su destino es la exportación a los mercados norteamericano y
mexicano (donde su uso es plantas térmicas y sistemas de calefacción). Por lo cual el Perú resulta ser
un importador de petróleo ligero, mayormente del Ecuador y de Venezuela.
Para el caso del Ecuador, la variedad de las calidades de su petróleo le permite satisfacer sus
necesidades internas y tener el plus de exportación.
Ecuador dispone de reservas probadas y en explotación de gran magnitud, por lo cual puede
considerarse un país que satisface de gran manera sus necesidades, de gasolinas ligeras
principalmente. Pero si, es de recalcar, resulta importador de GLP y diesel para su mercado interno.
En cuanto al gas natural, en el caso del Perú, la puesta en operación del Proyecto Gas de Camisea
(Selva del Cuzco) desde hace dos años, ha establecido un nuevo orden en la matriz energética, con el
objetivo de la reconversión de la industria, totalmente dependiente del petróleo y sus derivados, al
energético GN mucho más eficiente. Están en marcha programas de implementación de gas para la
industria (las cerámicas y agroindustriales), el GNV (gas vehicular) y la distribución de gas
doméstico. Por ahora la penetración del gas es relativamente lento, debido a la natural inercia al
cambio y a los altos costos de la reconversión; pero se espera un despegue en los próximos dos años.
En la zona de Camisea se han detectado un mínimo de dos yacimientos adicionales de gas natural,
los cuales están siendo licitados para su explotación y podrían entrar en operación en tres años; los
planes a medio plazo es la integración del circuito gasífero a nivel latinoamericano (Bolivia, Brasil,
Argentina) para satisfacer el mercado nacional (principalmente el sur del país) y el gran mercado
chileno (cuyo norte está en un intenso proceso de industrialización).
Se encuentran diferencias en la matriz energética de cada uno de los países, que vienen fomentadas
por las diversas políticas de regulaciones y subsidios. Mientras en Perú, el mercado es libre (oferta y
demanda), en Ecuador todavía existe un nivel de subsidio para los derivados del petróleo, con lo
cual, el consumo está concentrado en esa dirección.
El principal energético en el Perú y el Ecuador resulta ser el hídrico, del cual el Perú depende
eléctricamente casi un 50%. Aún así, según estudios que datan de 30 años, por ahora no se ha
explotado ni el 25% del potencial hidro energético, distribuido en la sierra y montaña del Perú.
Igualmente, saltos hídricos de mediana y pequeña potencialidad (menores de 500 kW) están
disponibles en amplias zonas del Perú, y sólo han sido aprovechados en forma aislada por
municipios y entidades privadas de promoción (ONG´s).
8
Deliverable 3
Respecto a otro energético como el carbón, se mostrará que, aun teniendo importantes reservas
probadas en La Libertad (antracita, bituminoso), la explotación es a nivel artesanal y somos
importadores netos (de Colombia e Indonesia) para la industria del cemento y la generación de
energía en la Termoeléctrica de Ilo (sur del país).
Los recursos renovables en Perú y Ecuador han sido poco estudiados y valorados, mayormente
ejecutados a nivel piloto, por lo que resulta escasa la información disponible, y lo que se hará es un
análisis de las posibilidades futuras.
Aunque las aplicaciones de la energía solar tienen un presente y futuro promisorio, se debe recalcar
que las iniciativas, por ahora sólo en electrificación rural asilada, son de poca escala y no influyen
fuertemente en el balance energético ni el índice de electrificación.
Otros recursos menos estudiados pero presumiblemente importantes son la energía eólica y la
biomasa, de la cual no existe un mapeo de su potencialidad y distribución.
1.1.
Objetivos
Los objetivos del presente Deliverable es el de evaluar en forma cualitativa y cuantitativa, cuando
sea posible, los recursos energéticos en Perú y Ecuador. Incluye los recursos convencionales y
renovables, y se está limitado a lo que ha sido evaluado por organismos como el ministerio de
energía y minas y otros.
El segundo objetivo es identificación de los sistemas de conversión energética usados en Perú y
Ecuador, para conocer el estado de la tecnología y la eficiencia, y así poder evaluar las pérdidas
actuales.
1.2.
Metodología
Para lograr los objetivos del Work Package 4, se hará uso de la información disponible en el
Ministerio de Energía y Minas, y la Comisión Nacional de Energía (Ecuador). Igualmente, se
dispone de estudios desarrollados por OLADE y otros organismos de estudios energéticos a nivel
internacional.
Es evidente que la información es ajustable año a año, debido a los cambios en la política energética
de los gobiernos, Por ejemplo, hace poco se está promoviendo en forma intensa la adjudicación de
lotes petroleros en la selva y en el norte del Perú, las inversiones en exploración y recuperación de
pozos es fuerte. Igualmente, se está elaborando en mapa del potencial eólico en el Perú cuyos
resultados estarán listos el próximo año.
Por lo cual, se tendrá que ciertos energéticos serán evaluados en forma aproximada, al no existir
detalles de su potencialidad y reservas.
9
Deliverable 3
2. Identificación de Fuentes de Energía Primaria
De modo genérico, todo sistema energético comprende un conjunto de actividades que pueden ser
divididas en tres niveles: (a) producción y conversión de fuentes en vectores energéticos; (b)
almacenamiento y distribución de los vectores; y (c) consumo final (Jannuzzi & Swisher, 1997). Las
fuentes de energía son las formas como la energía es encontrada en la naturaleza y pueden ser
clasificadas en fuentes primarias o secundarias, o como fuentes renovables o no renovables1.
2.1. Fuentes de energía primaria en el Perú
2.1.1. Reservas de Energía en el Perú
Los valores que se dan a continuación son evaluados hasta el año 2005, aunque resultan valores
estimados, al no contarse oficialmente con el Balance de Energía Nacional correspondiente a ese
año.
TABLA 1: Reservas Probadas de Energía en el Perú (1990 -2005)
Petróleo
106 bbl
Costa
Afuera
290,2
92
1990
289,2
91,7
1991
275,3
87,3
1992
271,8
86,8
1993
303,6
86,8
1994
279,7
86,4
1995
261
79,3
1996
244,2
79,3
1997
276,4
79,3
1998
230,46
79,3
1999
244,1
79,3
2000
244,09
79,3
2001
306,24
67,81
2002
306,24
67,81
2003
306,8
72,5
2004
304,74
78,13
2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
Petróleo
106 bbl
Continente
Gas Natural
109 m3
Continente
194,2
193,5
193
192,8
193,2
192,6
190,2
192,2
243,8
240
239,1
239,08
241,63
241,64
319,98
329,24
Gas Natural
Antracita
109 m3
106 t
Costa Afuera
6,2
6,27
6,3
6,3
6,3
6,3
6
6
6
6
6
6
5,15
5,15
5,66
8,31
60,6
60,6
55
55
55
55
55
55
53,33
53,31
53
53,99
53,99
53,97
53,97
49,9
Líquido del
Uranio
Gas Natura
9
10 Bep
106 bbl
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
580,84
578,84
578,84
-
2.1.1.1. Petróleo
Las reservas probadas de petróleo, a fines de 2005, fueron del orden de 382,87 x 106 bbl; con los
actuales niveles de producción, estas reservas pueden satisfacer la demanda interna del país hasta el
año de 2011.
La clasificación de las fuentes energéticas como renovables o no renovables puede ser controvertida. En principio,
ninguna fuente puede ser considerada como absolutamente inagotable.
1
10
Deliverable 3
2.1.1.2. Gas Natural
Las reservas probadas de gas natural2 alcanzaron los 337,55 x 109 m3, representando, en términos
energéticos, el mayor porcentaje de participación en las reservas nacionales probadas de energía
comercial en el país. Como puede apreciarse en la Tabla 1, las reservas probadas de gas natural se
han incrementado en 36% con respecto al año 2003.
2.1.1.3. Antracita (Carbón Mineral)
Las reservas probadas de carbón mineral se estiman en 58.7 x 106 t, de los cuales el 85%
corresponden a carbón tipo antracita y el resto a carbón bituminoso. La región de La Libertad posee
las mayores reservas existentes (87% del total nacional, aproximadamente).
2.1.1.4. Uranio
Las reservas probadas de uranio se estiman en 1,800 t y están localizadas en la parte noroccidental
del área de distribución de los volcánicos de la formación Quenamari, distrito de Corani, provincia
de Carabaya, Región Puno.
2.1.2. Producción de Energía Primaria
El valor del año 2005 es estimado en 500.919 TJ (86.268,27 kBep); en el año 2004 la producción
ascendió a 494.907 TJ (85.222,98 kBep). La evolución de la producción de energía primaria se
muestra en la Figura 1. Como se puede apreciar, en la estructura de producción de energía primaria,
los hidrocarburos prevalecen como la fuente principal, representando entre el 60-65% de la
producción total de energía primaria en el país (ver figura 2).
Producción de Energía Primaria
300000
250000
Petróleo
Gas Natural
200000
TJ
Carbón Mineral
150000
Hidroenergía
Leña
100000
Productos de Caña
Otras Primarias
50000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 1: Producción de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006).
La participación de la producción de hidrocarburos respecto a la producción de energía primaria
comercial, esta última definida por todas aquellas fuentes de energía susceptibles de ser fácilmente
compradas o vendidas en un mercado de energéticos, es más importante y representó
aproximadamente el 75% del total en el año 2005. Si bien la producción de petróleo crudo ha
2
El 90% de las reservas probadas de gas natural se concentra en los yacimientos de Camisea y Pagoreni.
11
Deliverable 3
seguido una tendencia decreciente3 (particularmente evidente en el período de análisis), este hecho se
ha compensado con una mayor producción de gas natural4. Esto será discutido al analizar la oferta
total de energía primaria en el país.
Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de Energía
Primaria y Energía Primaria Comercial
100%
90%
80%
70%
% hidrocarburos vs Total Energía
Primaria
60%
50%
% hidrocarburos vs Energía Primaria
Comercial
40%
30%
20%
10%
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0%
FIGURA 2: Participación de la producción de hidrocarburos vs. Producción Total de Energía
Primaria y Energía Primaria Comercial en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
2.1.3. Importación y Exportación de Energía Primaria
Importación de Energía Primaria
250000
200000
150000
TJ
Petróleo
Carbón Mineral
100000
50000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 3: Importación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
Debido principalmente al menor rendimiento de los pozos de operación.
En el período 1990-2005, la participación del petróleo crudo en la producción de energía primaria comercial ha sido de
77 y 44%, respectivamente. El gas natural, en el mismo período, ha tenido una participación de 9 y 35%.
3
4
12
Deliverable 3
Las importaciones de energía primaria corresponden al petróleo crudo y carbón mineral (Figura 3).
En el caso del petróleo crudo, la tasa de crecimiento de las importaciones, en el período de análisis,
ha sido de 11,2% anual. Para el carbón mineral, dicha tasa ha sido de 21,3%; en el caso del petróleo
crudo, éste es utilizado, principalmente, para atender los requerimientos de las refinerías, ya que
éstas no pueden ser abastecidas por la producción nacional debido a la baja calidad del crudo
(pesado). En términos energéticos, el petróleo crudo representa actualmente el 88% de las
importaciones totales de energía primaria. Es de esperar que esta tendencia tienda a revertirse a
través de un mayor uso del gas natural.
% Importación de Energía Primaria por Energético
100%
90%
80%
70%
60%
Carbón Mineral
50%
Petróleo
40%
30%
20%
10%
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0%
FIGURA 4: Importación de Energía Primaria por tipo de Energético en el Perú (1990-2005)
Fuente: SIEE –OLADE (2006).
En cuanto a la exportación de energía primaria (Figura 5), ésta correspondió a petróleo crudo en su
totalidad. En el año de 2005 se vendió 27271 TJ al exterior; con relación a los años de 2004 y 2003,
las exportaciones actuales representan el 77% y el 44%, respectivamente.
Exportación de Energía Primaria
120000
100000
TJ
80000
60000
40000
20000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 5: Exportación de Energía Primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
13
Deliverable 3
En las dos últimas décadas, la balanza comercial de hidrocarburos ha mostrado un comportamiento
deficitario creciente como resultado del aumento sostenido de las importaciones, el cual ha estado
asociado al mayor dinamismo de la actividad productiva, principalmente a partir del año 1993. La
balanza comercial del petróleo para el período 1990-2005 se muestra en la Figura 6.
Balanza Comercial de Petróleo
250000
200000
150000
TJ
100000
Importaciones
50000
Exportaciones
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Saldo
-50000
-100000
-150000
-200000
FIGURA 6: Balanza Comercial del Petróleo en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
Entre las principales causas que explican los resultados deficitarios, se puede señalar: (i) la
permanente disminución de la producción nacional de petróleo crudo, explicada por el continuo
agotamiento de los yacimientos petroleros actuales y por la falta de nuevas reservas debido a que en
los últimos años no se han descubierto nuevos yacimientos; y (ii) baja capacidad de las refinerías
nacionales para procesar residuos, tales como unidades de destilación, al vacío, craqueo catalítico,
etc., que da lugar a una alta producción de residuales, los cuales se tienen que exportar a bajo precio
aumentando el déficit (MEF, 2003). Esta situación, sin embargo, se espera que se revierta en a partir
del año 2010, con la entrada en fase comercial del Lote 67, cuya operación está a cargo de Barret
Resources5. Esto permitirá aumentar la producción nacional de los actuales 120,000 barriles diarios
de petróleo hasta 220,000 barriles, con lo cual se cubriría en su totalidad la demanda interna de este
energético que asciende a 150,000 barriles diarios (MEM, 2006).
2.1.4. Análisis de datos
2.1.4.1. Diversificación del Consumo Total de Energía
Primaria
La diversificación de la energía primaria es definida como la relación entre la oferta interna bruta de
cada energético y el consumo total nacional de energía primaria. Como se puede apreciar en la figura
7, el consumo nacional de hidrocarburos (petróleo y gas natural) se ha mantenido casi constante,
representando el 65 y 67% del consumo total de energía primaria en los años 1990 y 2005,
respectivamente. Sin embargo es evidente, a nivel de energéticos, el mayor espacio que viene
ganando el gas natural en relación al consumo de petróleo. El consumo de gas natural era de apenas
Barret Resources invertirá más de 1 billón de dólares en el desarrollo del Lote 67; esta inversión incluye la
implementación de una planta de refinación y la construcción de 400 km de oleoducto de 16”. para su conexión con el
Oleoducto Norperuano.
5
14
Deliverable 3
5% en 1990 y hoy día representa el 19% de la oferta interna bruta de energía en el país. En este
mismo período, el petróleo ha pasado del 60% a 48%.
Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria
100%
90%
80%
Otras Primarias
70%
Productos de Caña
60%
Leña
50%
Hidroenergía
40%
Carbón Mineral
30%
Gas Natural
Petróleo
20%
10%
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0%
FIGURA 7: Diversificación del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú (1990-2005)
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
2.1.4.2. Relación entre producción y reservas
TABLA 2: Relación Reservas/Producción
Reservas/Producción Reservas/Producción Reservas/Producción
de Petróleo
de Gas Natural
de Carbón Mineral
(Años)
(Años)
(Años)
8,15
1990
9,12
1991
8,57
1992
7,8
1993
8,43
1994
8,26
1995
7,77
1996
7,52
1997
8,61
1998
8,28
1999
9,27
2000
9,51
2001
11,05
2002
11,22
2003
12,97
2004
13,9
2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006).
246,82
263,07
218,24
233,93
224,52
224,23
225
209,51
198,83
155,66
147,56
141,6
138,57
133,79
98,24
93,87
679,41
1155
691,39
675,86
890,91
1088,89
2613,33
2613,33
2660,83
2637,06
3464,45
3112,01
2656,29
3743,46
3598,77
1171,36
Aprovechamiento
máximo
hidroenergía
(Años)
91,27
90,8
90,68
89,98
90,02
90,13
90,2
89,98
89,32
88,24
86,35
85,33
85,03
84,7
84,48
83,13
15
Deliverable 3
Este indicador mide la disponibilidad de las reservas de energía nacionales6 respecto a la producción
del energético correspondiente. En este sentido, indica el tiempo de duración de las reservas si la
producción se mantiene en los niveles actuales7 (IAEA, 2005).
2.1.4.3. Intensidad de energía primaria
La intensidad de energía primaria se define como la relación entre la energía primaria ofertada por
unidad de bien económico producido, que normalmente viene considerado el Producto Bruto Interno
PBI (GDP en sus siglas en inglés). En el caso del Perú, se mostrará su variación desde el año 1971,
el cual será considerado como referencia igual a 1, para evaluar la evolución relativa de la energía
primaria y el PBI a lo largo de los años (línea azul y línea roja, respectivamente en la figura 8). Dado
el cambiante valor del dinero, se tomará el Nuevo Sol (la moneda en el Perú) constante del año 1994.
En la figura 8 el valor de la intensidad energética (línea gris) oscila entre 5 y 7 TJ por 106 Nuevos
soles, y donde se encuentran bajos valores se deben a la ineficiencia energética de nuestras
instalaciones; desde el año 2002, se puede apreciar un crecimiento sostenido y equilibrado de la
intensidad energética, debido al crecimiento económico y mejora en los servicios energéticos.
FIGURA 8: Intensidad de Energía Primaria en el Perú, periodo 1971-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)
2.1.4.4. Elasticidad del Consumo de Energía Primaria
La elasticidad del consumo de energía primaria respecto al PIB es el porcentaje de crecimiento de la
energía primaria dividido por el porcentaje del crecimiento del PIB. En el Perú este valor a lo largo
de los años (desde 1971) ha sufrido variaciones fluctuantes debido a la influencia de políticas
económicas y energéticas dispares. Se puede apreciar, que desde el año 2002, se tiene una elasticidad
positiva, que significa procesos eficientes en el uso de los recursos económicos y energéticos.
Estas reservas son generalmente definidas como las probadas.
El ratio del uso de las reservas de energía depende de muchos factores, incluyendo: condiciones económicas, precios,
progreso de la tecnología y esfuerzos en actividades exploratorias. En este sentido, este indicador sólo representa una
medida relativa de la disponibilidad de las reservas (IAEA, 2005).
6
7
16
Deliverable 3
Elasticidad Energía/PBI
25.0
20.0
15.0
10.0
5.0
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
-5.0
1971
0.0
-10.0
-15.0
FIGURA 9: Elasticidad del Consumo Total de Energía Primaria en el Perú (1971-2005)
Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)
2.1.4.5. Consumo de Energía Primaria per cápita
Este indicador nos muestra el valor de la energía primaria ofertada en el país (energía consumida,
energía perdida, energía gastada en transformación y distribución, etc.) por cada habitante; valores
comparativos con otros países nos dan la idea del nivel de desarrollo y las ineficiencias de los
sistemas energéticos. En el caso del Perú este valor disminuyó hasta el año 2000, y desde ese año, la
situación se revierte positivamente. Las razones, como para los anteriores indicadores, se deben a la
estabilidad económica y los procesos de reconversión energética en el Perú, en los diferentes
sectores económicos.
Energía Primaria per cápita
35.0
30.0
TJ/103 Hab.
25.0
20.0
15.0
10.0
5.0
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0.0
FIGURA 10: Energía primaria per cápita en el Perú, periodo 1970-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006); BCRP (2005)
17
Deliverable 3
2.1.4.6. Consumo interno de energía primaria
En la siguiente figura se muestra los valores absolutos del consumo interno de energía primaria en el
Perú, el cual manifiesta crecimiento sostenido a lo largo de los últimos años, principalmente desde el
2003.
Consumo Interno de Energía Primaria
800000
700000
600000
TJ
500000
400000
300000
200000
100000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
FIGURE 11: Consumo Interno de Energía primaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
2.2. Fuentes de Energía Primaria en Ecuador
En las siguientes figuras se muestra la evolución de la producción de energía primaria en Ecuador.
Se puede notar la importancia del petróleo en el sector energético ecuatoriano. Otras fuentes
incluyen hidroenergía, productos de caña, gas natural y leña. Nota: Se resalta que los datos obtenidos
en Ecuador, a diferencia del Perú corresponde hasta el 2004.
Balance de energía primaria (1990-2004)
Energía primaria (*1000 TJ)
1400,00
1200,00
1000,00
800,00
600,00
Pet róleo
Gas nat ural
400,00
Hidroenergía
Leña
Prod. de caña
200,00
Tot al primaria
0,00
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001 2002 2003 2004
Año
FIGURA 12: Balance de energía primaria 1990-2004. Producción (1000 TJ)
Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida por ESPOL
18
Deliverable 3
Balance de energía primaria (1990-2004)
200000
175000
Energía (KBep)
150000
125000
Pet róleo
100000
Gas natural
Hidroenergí a
75000
Leña
Prod. de caña
50000
25000
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Año
FIGURA 13: Balance de energía primaria 1990-2004 Producción (kBep)
Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida por ESPOL
Analizando la información de los balances mostrados en las figuras, se resalta que el petróleo sigue
siendo la fuente de mayor importancia; el gas natural, debido a los descubrimientos de los últimos
yacimientos, crece lentamente, la hidroelectricidad ha crecido relativamente poco, la leña ha perdido
en la producción debido a la penetración del GLP y que el bagazo ha incrementado su producción
debido al crecimiento de la industria azucarera.
2.2.1. Reservas y producción
2.2.1.1. Extracción (petróleo, gas natural)
Los pozos perforados en los últimos años muestran el decrecimiento de los pozos a cargo de la
empresa estatal Petroproducción. Así por ejemplo, durante 1992, 1993, 1994 se tuvo un número de
pozos perforados en un nivel similar por encima de unos 30 pozos en desarrollo, y entre 4-5 pozos a
nivel exploratorio. Posteriormente, el número de pozos disminuyeron a partir de 1995 hasta tener
menos de 8 pozos en desarrollo y sin pozos exploratorios en 1998. A partir de 1998 el número de
pozos en desarrollo aumento hasta casi 19 pozos en desarrollo en el año 2002 sin pozos a nivel
exploratorio y en el 2003 nuevamente descendió hasta aproximadamente tener 8 pozos en desarrollo
en el año8.En el 2001, la actividad referente a la perforación alcanzó los 100 pozos, 88 de desarrollo,
7 exploratorios y 5 de avanzada. Comparada esta actividad con la realizada en el año 2000, en la que
se perforaron 52 pozos, se observa un incremento de 48 unidades. La empresa estatal
Petroproducción perforó 18 pozos, que representan el 18,0% de la actividad. Las compañías privadas
perforaron 82 pozos, destacándose City con 34 unidades, Occidental con 13, Repsol- Y.P.F. con 11 y
Petróleos Sudamericanos con 79. En el año 2002 se perforaron 98 pozos, 8 exploratorios, 74 de
desarrollo y 16 de avanzada lo que denota un pequeño decrecimiento respecto al año anterior.
Petroproducción perforó 15 pozos, que representan el 15,3% de la actividad total y las compañías
privadas perforaron 83 pozos, destacándose City con 29 unidades, Repsol- Y.P.F. con 17, Occidental
8Gaffney,
Cline & Associates, Inc, 2004, Proyecto de Evaluación Económica de Las Operaciones que realiza La
Empresa Estatal Petroecuador, Informe Final Fase 1, Pág. 14, Ecuador
9 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2001
19
Deliverable 3
con 16 y AEC Ecuador LTD con 910. Durante el año 2003 se perforaron 102 pozos, 7 exploratorios,
91 de desarrollo y 4 de avanzada. Petroecuador a través de Petroproducción perforó 7 pozos, que
representan el 6,9% y Las compañías privadas perforaron 95 pozos, destacándose AEC ECUADOR
LTD con 32 unidades, Occidental con 20 y Repsol Y.P.F. con 1211. En el año 2004 se perforaron 118
pozos, 7 exploratorios, 109 de desarrollo y 2 de avanzada, esto representa un incremento del 15,68%
respecto al año 2003. Petroproducción perforó 24 pozos, que representan el 20,34% de la perforación
realizada en ese año. Las compañías privadas perforaron 94 pozos, destacándose Occidental, Repsol
Y.P.F. y AEC ECUADOR LTD12.
En la siguiente tabla podemos apreciar la extracción de petróleo crudo y gas natural en miles de
dólares, al analizar la variable Valor Agregado, es decir, el aporte efectivo que hacen los sectores a la
economía nacional se puede notar que este rubro representa el 99% del sector minero.
TABLA 3: Valor agregado en la extracción de petróleo y gas natural en la economía año
2004 (miles de dólares)
Actividad Económica
Minería
Extracción de petróleo crudo y gas natural
Extracción de minerales metalíferos
Explotacion de otras minas y canteras
Fuente: INEN, Producción y Valor Agregado, 2004
Producción Total
Valor agregado a
precios productor
3.419.213
3.379.070
16.406
23.738
2.842.560
2.824.979
8.256
9.325
2.2.1.2. Reservas Nacionales
Ecuador no tiene reservas importantes de carbón ni existen indicios de la existencia de uranio. Las
reservas estimadas de petróleo para el año 2005 fueron de 4.512 miles de millones barriles. Las
reservas comprobadas de gas natural fueron de 9.769 miles de millones metros cúbicos para el año
2005 (http://www.indexmundi.com/es/ecuador/ Consultada agosto, 2006).
2.2.1.3. Producción
La producción en campos de petróleo crudo ha ido evolucionando, durante el año 2002 este rubro
alcanzó 142.975.874 barriles de los que 80.768.539 corresponden a Petroproducción, lo que
representa el 56,49% del total producido. La producción promedio por día calendario se ubicó en
391.715 barriles. La producción del crudo fiscalizado fue de 138,180 millares de los cuales
aproximadamente el 60,98% fue destinado al mercado externo y alrededor del 39,02% al mercado
Interno13. En el año 2003, la producción de petróleo crudo fue de 153.539.424 barriles, se
incrementó en el 7,39% respecto del año 2002, en el que se registraron 142.975.874 barriles. La
producción promedio por día calendario se ubicó en 420.656 barriles. En este año la producción a
cargo de Petroproducción representó el 48,53% respecto al total producido. El crudo fiscalizado
alcanzó los 146.739.958 barriles superior en el 6,19% respecto al año 2002. Al mercado interno se
destinaron 51.878.889 barriles, a las exportaciones se destinaron 84.268.532 barriles14.
Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2002
Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2003
12 Petroecuador, Actividad Hidrocarburífera 2004
13 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002
14 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2003
10
11
20
Deliverable 3
Durante el año 2004 la producción fue de 192.516.655 barriles, es decir, que aumentó en un 25,39%
respecto a lo producido en el año 2003 y la producción promedio por día calendario fue de
527.442.89. El crudo fiscalizado en ese año fue de 185.665 miles de barriles de los que
aproximadamente el 69,70% fue destinado al mercado externo15. En este período la participación de
Petroproducción disminuyó respecto al año 2003 y representó el 37,41% del total producido,
mientras que la Occidental y la empresa AEC Ecuador aumentaron su participación.
TABLA 4: Producción de petróleo (total en barriles)
2002
2003
Producción en
142.975.874
153.539.424
campo (Barriles)
2004
192.516.655
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002, 2003 y 2004.
La producción fiscalizada de gas natural se incrementó en un 87,53% del año 2002 al año 2003 lo
que refleja un aumento considerable en la producción de un año al otro. La producción alcanzada en
el 2004 disminuyó en un porcentaje bajo respecto al año 2003. El 90% de la producción es cubierta
por EDC-Campo Amistad tal como se muestra a continuación.
TABLA 5: Producción fiscalizada de gas natural
2002
2003
2004
ECUADOR
Empresa EDC-CAMPO AMISTAD
Empresa PETECU-CAMPO AMISTAD
TOTAL
2,748.990
305.443
TOTAL
7,904.075
878.231
TOTAL
7,640.505
848.945
TOTAL
3,054.433
8,782.306
8,489.450
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2003
La producción de gas natural en el año 2001 tuvo un decrecimiento respecto al año 2000. La mayor
producción en el año 2000 fue en los meses de Agosto y Diciembre en los que superó los 3500
millares de pies cúbicos, mientras que en el año 2001 la mayor producción se obtuvo en el mes de
Enero con una producción cercana a los 3000 millares, cabe recalcar que en ese año la producción
tuvo un promedio aproximado de 2500 millares de pies cúbicos16. La producción de gas natural se
ubicó en 3.054.433 miles de pies cúbicos en el año 2002 lo que denota un crecimiento respecto al
año anterior. Los meses de mayor producción fueron Enero y Junio donde la producción alcanzó
cerca de los 3.500 millares frente a los 3,000 alcanzados en el año 200117.
La producción de gas natural en el año 2003, alcanzó los 8.782.306 miles de pies cúbicos. La
producción fiscalizada de gas natural durante el año 2003 fue superior a la alcanzada en el año 2002
y en el año 2004. La producción del período 2004 fue de 8.489.450 miles de pies cúbicos lo que
denota un decrecimiento del 3,33% respecto al año 200318.
2.2.1.4. Importación y exportación
En la Figura 14 se observa que a partir del año 2001 el incremento del valor del saldo exportable ha
aumentado a pesar de que los volúmenes exportados han caído; la causa de este comportamiento se
debe a la situación relacionada con el precio internacional del petróleo crudo.
Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004
Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2001
17 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002
18 Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004
15
16
21
Deliverable 3
Evolución de Ingreso por Exportaciones de Petróleo Crudo
1600.00
100.00
90.00
MILLION BARRELS
80.00
MILLION $US
1400.00
1200.00
60.00
1000.00
50.00
800.00
40.00
600.00
Million US$
Million barrels
70.00
30.00
400.00
20.00
200.00
10.00
0.00
0.00
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
FIGURE 14: Evolución de ingreso por exportaciones de crudo
Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc, 2004, Proyecto de Evaluación Económica de las
Operaciones que realiza La Empresa Estatal Petroecuador, Informe Final Fase 1, Pág. 10, Ecuador
En el año 2004, las Exportaciones de petróleo crudo presentaron un incremento del 39,94% con
respecto a las del 2003, porque pasaron de 92.474.305.barriles a 129.409.544 Las exportaciones por
concepto se distribuyeron de la siguiente manera: Ventas Directas en el mercado internacional,
103.253.477 barriles (79,79%); y, Regalías, 26.156.067 barriles (20,21%). Los países a los que se
destinaron la mayor cantidad de petróleo crudo fueron Estados Unidos, América Central y Perú
captando así el 85,20% del petróleo crudo tal como se muestra en la Figura 15.
FIGURA 15: Exportaciones directas de petróleo crudo por países 2004.
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2004
22
Deliverable 3
2.2.1.5. Precio medio en el mercado
El precio del barril de petróleo, tanto a nivel nacional como internacional, y Ecuador y Perú están
influenciados por la situación de la guerra del petróleo, desde el 2003; Este ha fluctuado de manera
considerable en los últimos años, así, tenemos que el precio más bajo fue en el año 1998 donde el
petróleo se ubicó en solamente US$ 9,20 por barril. El precio más alto de los últimos diez años es el
del año 2005 cuyo precio se ubicó en US$ 41,01 tal como se muestra en la siguiente tabla.
TABLA 6: Exportación y Variación del precio del petróleo 1996-2005
Año
Miles de
barriles
Valor
Miles US$
unitario US$s
FOB
/barril
1996
84377
1520815
1997
91378
1411577
1998
85796
788974
1999
84653
1312311
2000
86197
2144011
2001
89907
1722332
2002
84263
1839024
2003
92442
2372314
2004
129409
3898509
2005
131595
5396840
Fuente: Banco Central del Ecuador
18.02
15.45
9.2
15.5
24.87
19.16
21.82
25.66
30.13
41.01
El gas del campo Amistad producido por la empresa EDC se utiliza directamente para la producción
de electricidad en Machala Power.
2.2.1.6. Costos principales
PETROPRODUCCIÓN: Composición de Costos
Unitarios
5.00
DEPRECIACIÓN
4.00
ADMINISTRATIVO
OPERATIVO
3.00
2.00
1.00
0.00
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
FIGURA 16. Composición de costos unitarios de Petroproducción
Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental
de las Operaciones de PETROECUADOR.
23
Deliverable 3
Petroecuador exhibió costos y gastos relativamente constantes en el período 1998 – 2000. A partir
del año 2000 sus costos aumentaron, especialmente en lo concerniente a los gastos de personal y de
servicios. Petroecuador presenta siempre tanto sus costos como sus gastos incluyendo la
depreciación, lo que refleja la reevaluación por inflación de activos que se hace anualmente
cumpliendo lo establecido en las normas contables aceptadas. En la figura que se muestra a
continuación, los costos de exploración y producción se consideran como una sola actividad y se
puede apreciar que sus costos totales y unitarios, expresados en US$ dólares por barril, se mantienen
al alza desde 1999. En la Figura 4 muestra este comportamiento.
En la siguiente tabla podemos apreciar los costos unitarios de la Filial Petroproducción para el año
2005 y pare el primer trimestre del 2006 donde podemos observar que se inicia el período con un
costo de US$ 5,7699 por barril y que el mes con el más elevado costo de producción es diciembre
con 9,7050 dólares por barril, lo que representa más del 100% de incremento respecto al mes de
noviembre. Para el período Enero a Marzo del 2006 los costos de producción tienen un
comportamiento similar. El costo Filial incluye el costo operativo, la depreciación y volúmenes de
producción de Excedente de Alianzas Corporativas, incluye además el costo operativo, la
depreciación y volúmenes de producción de alianzas estratégicas. Para determinar el costo operativo
y de producción se excluye el volumen de producción del excedente de campos marginales19.
TABLA 7: Costos Unitarios de la Filial Petroproducción (Dólares/barril)
AÑO 2005
Mes
AÑO 2006
Costo operativo
Costo de
producción
ENERO
4.8814
5.7699
FEBRERO
3.3405
4.4324
MARZO
4.2375
5.0|439
ABRIL
3.4237
4.2595
MAYO
5.1122
6.1055
JUNIO
5.4971
6.3991
JULIO
4.7602
5.5104
AGOSTO
5.9317
7.0258
SEPTIEMBRE
5.9533
6.9847
OCTUBRE
4.78.28
5.7327
NOVIEMBRE
3.1962
4.1425
DICIEMBRE
8.7076
9.7050
Mes
Costo operativo
Costo de
producción
ENERO
4.2716
4.9932
FEBRERO
4.8289
5.8331
MARZO
4.8435
5.7210
Fuente: Petroproducción – www.petroproduccion.com.ec (Consulta: 01-10-06)
De acuerdo al Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones que
realiza la Empresa Estatal PETROECUADOR, preparado por Gaffney, Cline & Associates, Inc. en
Febrero 2004, los costos de la Gerencia del Oleoducto, SOTE, aunque también muestren aumentos
en rubros referente al personal, el componente más sobresaliente es el relacionado con la
depreciación. El incremento en la depreciación que se observa a partir del año 2000 se debe a las
ampliaciones que se llevaron a cabo en 1999 con aportes de capital de Repsol. El incremento en los
costos en los tres últimos años reportados por Petroecuador con respecto a la operación del SOTE se
deben principalmente a un aumento en la depreciación y en menor medida a los costos laborales. La
depreciación reportada se triplicó al pasar de US$ 18.79 millones en 1999 A $ 55.96 millones en
2002. La Figura 5 muestra la composición de los costos unitarios para el SOTE.
19
www.petroproduccion.com.ec – consultado 01-10-06
24
Deliverable 3
SOTE: Composición de Costos Unitarios
4.00
DEPRECIACIÓN
3.00
ADMINISTRATIVO
OPERATIVO
2.00
1.00
0.00
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
FIGURA 17: SOTE: composición de costos unitarios
Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental
de las Operaciones de PETROECUADOR.
2.2.2. Análisis de datos
2.2.2.1. Diversificación de energía primaria
Como puede apreciarse en las figuras 12 y 13, la energía primaria está dominada por el petróleo,
superando el 90%; luego, varios ordenes de magnitud mas abajo aparecen el gas natural, con un
crecimiento moderado, sobre todo por la instalación de las centrales térmicas, y la hidroenergía, la
cual no ha crecido apreciablemente en los últimos años. Dadas estas circunstancias, la mayor
cantidad de información disponible en cuanto a la energía primaria es la del petróleo, que resulta ser
la base de la economía del Ecuador.
2.2.2.2. Propiedad de energía primaria (% de recursos
nacionales)
El total de energía primaria del país es nacional.
2.2.2.3. Relación entre producción y reservas
Para el caso del petróleo la relación reserva/producción fue de 23,5 años a la tasa de producción del
año 2004 y las reservas al año 2005. En el caso de gas natural la relación es de 31 años a la tasa de
producción del 2004.
2.2.2.4. Intensidad de energía primaria
El comportamiento de la intensidad de energía primaria, definida anteriormente, se muestra en la
Figura 18 (datos disponibles hasta el 2004). Su comportamiento es bastante variable, influido por las
políticas económicas variables, y en los últimos años se ve un crecimiento importante, debido al
aumento en la actividad petrolera e industrial. Los datos disponibles procesados son desde el 1994,
con dólares constantes del año 2000.
25
Deliverable 3
FIGURE 18: Intensidad de Energía Primaria (1990-2004)
Fuente: OLADE SIEE. Figura preparada por ESPOL.
2.2.2.5. Producción per capita
En la Figura 19 se muestra el comportamiento de la energía primaria per capita, la que manifiesta un
crecimiento sostenido en los últimos años, principalmente desde el 2002, debido a la estabilización
del sistema político del país. Los datos disponibles son hasta el 2004.
Factor EP/Hab.
0,120
E P /Hab (T J/h ab)
0,100
0,080
0,060
0,040
0,020
0,000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
EP/Hab.
FIGURA 19: Energía primaria per capita
Fuente: OLADE SIEE. Figura obtenida de ESPOL
2.2.2.6. Consumo de energía interna primaria
La evolución del consumo interno de energía primaria se muestra en la Figura 20 junto con el
consumo de energía secundaria y total. La Figura 21 muestra la evolución para el consumo per
cápita. El consumo de energía primaria muestra un aumento desde de 210 TJ hasta 275 TJ mientras
que el consumo per capita se ha mantenido esencialmente constante con un ligero repunte entre 2003
y 2004.
26
Deliverable 3
Consumo
de
energía 350
(x1000TJ)
CONSUMO DE ENERGÍA (1990-2004)
300
250
200
150
Consumo E. Primaria
Consumo E.Secundaria
Consumo E.Total
100
50
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Año
FIGURA 20: Consumo de energía interna (x 1000 TJ)
Fuente: SIEE-OLADE. Elaborado por ESPOL.
CONSUMO DE ENERGIA PER CAPITA (1990-2004)
Consumo de energía /hab. (GJ/hab)
25
20
15
E. Primaria/hab.
E. Secundaria/hab.
10
E. Total/hab.
5
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
FIGURA 21: Consumo de energía per cápita (GJ/hab) 1994-2004
Fuente: OLADE SIEE. Elaborado por ESPOL
2.2.2.7. Emisión de CO2 equivalente en la extracción,
producción y transporte de energía primaria
Cordelim, la oficina ecuatoriana de promoción de Clean Development Mechanism ha calculado de
emisiones de CO2 equivalentes para el sector de generación del Ecuador. El sistema eléctrico
ecuatoriano genera 0.668 Kg. CO2 por KWh de electricidad (Urquizo, 2006). No se dispone de
mayor información respecto a las emisiones de CO2.
27
Deliverable 3
3. Identificación de fuentes de Energía Secundaria
3.1.
Fuentes de energía secundaria (Perú)
3.1.1.
Producción
Los datos de la producción de energía secundaria aparecen en la siguiente figura, para el período
1990 – 2005, siendo los valores de este último año (2005) estimados, al no estar disponible el
Balance de Energía Nacional de ese año.
500000
450000
400000
350000
Derivados del carbón
TJ
300000
Carbón Vegetal
250000
Hidrocarburos
200000
Electricidad
150000
100000
50000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 22: Producción de Energía secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
La producción de energía secundaria en 2004 fue de 435.630 TJ que resulta similar que la energía
primaria de ese mismo año, debido a que muchos energéticos (derivados del petróleo), provienen de
importaciones de crudo que se procesa en las refinerías.
180000
TJ
160000
140000
Gas Licuado
120000
Gasolinas/Alcohol
Kerosene y Turbo
100000
Diesel Oil
80000
Fuel Oil
60000
Gases
40000
No Energético
20000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 23: Producción de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006).
En la estructura de la misma continúan predominando los hidrocarburos (obtenidos de las refinerías
y plantas de gas), que participan con el 82,2% del total producida. La energía eléctrica, proveniente
de las centrales hidroeléctricas y térmicas, participa con el 17% y el 1% restante corresponde a la
participación del carbón vegetal, gas industrial y coque. En la figura 23 se muestra a evolución de la
28
Deliverable 3
producción de hidrocarburos, siendo una componente importante la elaboración del fuel oil, pero en
decrecimiento en los últimos años; las gasolinas, el diesel 2 y el GLP, son derivados del petróleo en
fuerte crecimiento.
3.1.2.
Importación y Exportación
En la siguiente figura se muestran los energéticos secundarios importados, que comprende a
derivados del petróleo (diesel y GLP principalmente) y a los derivados del carbón (Coke para la
industria del acero)
80000
70000
60000
TJ
50000
Hidrocarburos
40000
Derivados del carbón
30000
20000
10000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 24: Importación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006). Elaborado por ESPOL
En la figura 25 se muestra el detalle de los hidrocarburos importados, que en los últimos años va en
decrecimiento al haber ampliado su capacidad de refinación las dos refinerías más importantes del
Perú (Talara y la Pampilla).
80000
70000
60000
No Energético
TJ
50000
Diesel Oil
40000
Kerosene y Turbo
Gasolinas/Alcohol
30000
Gas Licuado
20000
10000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 25: Importación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
En la figura 26 se ve la evolución de los energéticos secundarios exportados, que mayormente son
constituidos por hidrocarburos pesados y medios, a mercados de Norteamérica y México. El detalle
de los hidrocarburos exportados se verifica en la figura 27.
29
Deliverable 3
120000
100000
TJ
80000
60000
40000
20000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
FIGURA 26: Exportación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
120000
100000
No Energético
TJ
80000
Fuel Oil
Diesel Oil
60000
Kerosene y Turbo
Gasolinas/Alcohol
40000
Gas Licuado
20000
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
FIGURA 27: Exportación de Hidrocarburos en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
3.1.3.
Precio medio en el mercado
Precios de combustibles comerciales
TABLA 8: Estructura de precios de combustibles (nuevos soles diciembre 2006)
Combustible
Precio neto
Impuestos
Margen
Precio Público
refinería
comercial
GLP
1,78
0,34
1,16
3,27
Gasolina 97
7,03
5,75
2,27
15,05
Gasolina 95
6,86
5,43
2,08
14,27
Gasolina 90
6,14
4,92
1,01
12,07
Gasolina 84
5,19
3,92
1,22
10,33
Kerosene
6,44
3,73
1,41
11,58
Diesel 2
6,47
3,06
0,71
10,25
Diesel 6
4,09
0,78
Residual 500
3,92
0,74
Fuente: MEM Dirección Hidrocarburos (2006)
30
Deliverable 3
El precio de los combustibles derivados del petróleo comerciales están sujetos al libre mercado,
controlado por las dos refinerías principales del Perú: La Pampilla, a cargo del grupo privado
REPSOL y la Refinería Talara, en manos del estado. Los precios en los tres últimos años han
variado por la coyuntura internacional en cuanto al precio del petróleo crudo. En la tabla 8 se
muestra, en forma resumida, la estructura del precio, apreciándose la influencia de los impuestos en
el precio final.
Precios de la energía eléctrica
En cuanto se refiere a los precios de la electricidad, estos son regulados por el Comité de Operación
Económica del Sistema Interconectado (COES), integrado por organismos gubernamentales y las
empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras. La influencia del costo internacional del
combustible (desde el año 2003), la sequía en la zona central del Perú (que alimenta de agua a la
más grande Central del Perú, El Mantaro) y la entrada en operación del Proyecto Camisea, han
influido en una importante variación del precio de la electricidad. Los valores referenciales de la
electricidad aparecen en la siguiente tabla, según los niveles de tensión (MT y BT) y para el caso
de los usuarios residenciales, según el consumo promedio.
TABLA 9: Precios medios de la energía eléctrica según opción tarifaria (ctv. US$/kWh) a
junio 2006
Punta
Fuera de
Alumbrado
punta
público
Media tensión 6,4
5,8
Baja tensión
8,6
7,8
10,2
Baja tensión
residencial
Consumo
15 kWh
Consumo
65 kWh
Consumo
25 kWh
15,8
12
11
Precio del gas natural (consumo interno)
En la siguiente tabla se aprecian los pliegos tarifarios vigentes por máximo consumo de gas natural
para generadores eléctricos y para los demás consumidores (opciones BP-B1, BP-C1 y BP-D1); en
ambos grupos el pago de la acometida es a través de la factura mediante un cargo mensual. Los
precios dependen del nivel de consumo, siendo la tarifa doméstica la BP-B1.
TABLA 10: Pliegos tarifarios máximos por consumo de gas natural
Opción
Tarifaria
BP-B1
BP-C1
BP-D1
GENERADOR
3.1.4.
Consumo Mínimo
m3/año
850
142 000
850 000
US$/m3
US$/MWht
0.1343
0.1158
0.1135
0.0688
12.97
11.19
10.97
6.65
Costos principales
Costos de la energía eléctrica
Los costos involucrados en la generación de energía eléctrica se rigen en forma distinta para el caso
de la generación hidráulica y la generación térmica, según regulación del estado. En el caso de la
generación hidráulica, se tiene los siguientes costos promedios, diciembre 2005.
- Valor del agua: 20,28 US$/MWh
- Compensación al estado: 0,28 MWh (por uso de los recursos naturales)
- Costo por sólidos en suspensión: 0,03 (sólo para algunas centrales hidroeléctricas)
31
Deliverable 3
En el caso de la generación térmica, los costos están fuertemente influidos por el valor del petróleo,
la tecnología utilizada y el estado de antigüedad de los equipos. Por lo cual, se pueden encontrar
costos muy variables, cuyo resumen se muestra a continuación.
A gas natural (turbinas de gas)
- Costo por combustible: 20 US$/MWh
- Costo por mantenimiento y administración: 3 US$/MWh
A carbón mineral (centrales de vapor)
- Costo por combustible: 24,1 US$/MWh
- Costo por mantenimiento y administración: 1 US$/MWh
A R500 (motores de combustión interna)
- Costo por combustible: 55,6 US$/MWh
- Costo por mantenimiento y administración: 1,9 US$/MWh
3.1.5.
Análisis de los datos
En este punto se desarrolla un análisis de los indicadores principales de la energía secundaria, y que
se basan en los datos estadísticos de los balances de energía. Los datos correspondientes al 2005 son
estimados y extraoficiales, dado que no se dispone actualmente del balance de energía de ese año.
3.1.5.1. Diversificación de la Energía Secundaria
En la siguiente figura se aprecia la evolución y la composición de los energéticos secundarios,
confirmándose que los derivados del petróleo contribuyen en más del 80%.
100%
80%
Derivados del carbón
60%
Carbón Vegetal
Hidrocarburos
40%
Electricidad
20%
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0%
FIGURA 28: Diversificación de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
3.1.5.2. Intensidad de Energía Secundaria
Este indicador se define como la relación del valor de la energía secundaria y el Producto Bruto
Interno PBI (GDP en sus siglas en inglés), y que para el Perú resulta un valor constante a lo largo del
período considerado, 1990 – 2005. Se ha tomado el valor del dinero constante a Nuevos Soles del
1994. En la siguiente figura aparece el valor de la intensidad entre 3 y 4,5 TJ por 106 Nuevos soles.
32
Deliverable 3
5.0
TJ/106 Nuevos Soles 1994
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
FIGURA 29: Intensidad de Energía Secundaria en el Perú, periodo 1990-2005.
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
3.1.5.3. Elasticidad de Energía Secundaria
La elasticidad de la energía secundaria se define como la relación de la variación de este energético y
la variación del PBI, y puede verse en la siguiente figura que a lo largo de los años resultan muy
variables; el valor extremo positivo en el año 1998 se origina por una fuerte devaluación económica,
y el valor negativo en el 2000, por un proceso de sinceramiento de los precios de la energía, y por lo
tanto, cambios en los hábitos de consumo.
15
10
5
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
-5
-10
-15
-20
FIGURA 30: Elasticidad del Consumo Final de Energía Secundaria en el Perú (1990-2005)
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
3.1.5.4. Emisión de CO2 equivalente en energía secundaria
A continuación, se presenta un estimado de las emisiones de CO2, cálculo desarrollado para la
energía comercial (es decir, sin contar a la leña, bosta, carbón vegetal). Los métodos de cálculo
considerados se basan en los procedimientos de Intergovernmental Panel on Climate Change
(IPCC), desarrollado por OLADE y procesados por la Comisión Nacional de Medio Ambiente
(CONAM). En la figura 31, se aprecia el comportamiento de las emisiones según la fuente
energética, siendo el principal contribuyente los combustibles derivados del petróleo.
Posteriormente, en la figura 32, se evalúa las emisiones según sector de consumo, siendo el sector
transporte es el más contaminante.
33
Deliverable 3
FIGURA 31: Evolución de las emisiones de CO2 generadas por la energía comercial (MEM
2004)
FIGURA 32: Evolución de las emisiones de CO2 por sectores económicos (MEM 2004)
3.2.
Fuentes de energía secundaria (Ecuador)
La Figura 33 muestra la evolución de la producción de energía secundaria para el país. Es importante
notar que fuel oil es la energía más importante seguida de diesel. La electricidad muestra un
comportamiento estable al alza. La producción de gasolina/alcohol y de kerosene y turbo muestran
un decrecimiento de 2003 a 2004.
34
Deliverable 3
400,00
350,00
Energía (*1000 TJ)
Elect ricidad
300,00
GLP
250,00
Gasolinas
/ alcohol
Kerosene y
t ur bo
Diesel oil
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
1990
1991 1992
1993 1994
1995 1996
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
FIGURA 33: Balance de energía secundaria 1990-2004
Fuente: OLADE SIEE. Figura preparada por ESPOL
3.2.1.
Producción
Durante el año 2002 la producción bruta de derivados fue de 51.775.807 barriles lo que refleja un
decrecimiento del 1% respecto a la producción obtenida en el año 2001. El derivado más producido
fue el Fuel Oil 4 representando el 24,64% de la producción bruta total de ese año, seguido del Diesel
No. 2 con el 23,52% y del Residuo con el 20,68%. En el año 2003 se siguieron parámetros similares
a lo ocurrido en el año 2002 con una reducción de la producción de 2,94% respecto al año anterior.
Se puede apreciar que en el año 2004 hubo un aumento de la producción de 1,48%. En el año 2004,
no hubo producción de gasolina pesca artesanal, nafta base y solvente 1. La producción de Diesel
Premium se redujo en un 80,98% en el año 2003 respecto al año 2002.
TABLA 11: Producción bruta de productos derivados del petróleo (en Barriles)
2003
Oil products
2004
Total
Oil products
Total
GASOLINE: SUPER
GASOLINE: SUPER
3,104,710
2,274,716
GASOLINE: EXTRA 5,939,754
GASOLINE: EXTRA
5,155,586
DIESEL 1
DIESEL 1
515,841
549,148
DIESEL 2
DIESEL 2
11,148,888
12,046,836
PREMIUM DIESEL
PREMIUM DIESEL
87,520
801,352
JET FUEL
JET FUEL
1,897,347
2,234,737
FUEL OIL 4
FUEL OIL 4
12,122,766
12,740,399
RESIDUE
RESIDUE
11,498,927
10,110,750
GLP
GLP
2,357,787
2,412,272
2003
2004
50,252,065
50,997,133
2002
2003
51,775,807
50,252,065
VARIATION %
VARIATION %
-2.94
1.48
DAILY AVERAGE
DAILY AVERAGE
137,677
139,336
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos, Hidroestadísticas 2002, 2003 y 2004.
Producción eléctrica
La producción de energía hidráulica, térmica vapor, térmica gas, térmica MCI y fotovoltaica desde el
año 1990 hasta el año 2005 está procesada y registrada por CONELEC (www.conelec.gov.ec). De la
información, se resalta que la energía hidráulica es la más producida representando en 1990 el
35
Deliverable 3
70,43% de la producción de energía neta, el 81,73% en el año 1992 y manteniendo una participación
similar hasta el año 2000. A partir del año 2001 la producción de energía hidráulica empieza a
descender respecto al total neto producido debido a que se incrementó la producción energética en
plantas térmicas a vapor alcanzando el 20,41% y por otra parte empezaron las importaciones de
energía, las mismas que al año 2005 representaron el 11,61% del total de la energía neta. En el año
2002 empezó la producción en centrales termoeléctricas a gas natural, la misma que se ha ido
incrementando desde ese entonces, llegando a representar el 6,94%. La producción térmica en
motores de combustión interna alcanzó su mayor producción en los años 1997 y 1998 y sufrió un
fuerte descenso desde el año 1999 hasta el año 2003, al año 2005 esta producción representó el
9,07%.
3.2.2.
Distribución
En el Ecuador existen 12 empresas que han vendido mas de 1000 barriles al año de derivados de
petróleo, entre ellas destacan Petrocomercial, Petróleos y Servicios PYS C.A., Exxonmobil Cia.
Ltda., y Shell Ecuador S.A., Lubricantes. Se puede apreciar que en el año 2003 existió una reducción
del 1,07% en los volúmenes comercializados con respecto al año 2002, al contrario, se aprecia que
en el año 2004 hubo un aumento del 4,96% con respecto al año 2002, los derivados de petróleo más
comercializados son los siguientes: Gasolina Extra con el 22,15%, Diesel 2 con el 37,57%, Fuel Oil
con el 21,15%, Jet A1 con el 4,52%. Estos derivados representan aproximadamente el 91,12% en el
año 2004 del volumen total comercializado en ese año. La distribución de electricidad la efectúan las
empresas distribuidoras en sus regiones de concesión. En general las empresas distribuidoras tienen
pérdidas altas, siendo las empresas de la costa la que poseen los valores más altos del país. Las 20
empresas de distribución tienen el monopolio dentro de sus áreas de concesión para la provisión del
servicio a los usuarios. La estructura del sector eléctrico se ha analizado en D1 para el Ecuador
(Duque y otros, 2006)
3.2.3.
Importación y exportación
Importación de derivados del petróleo
En cuanto a la importación de derivados del petróleo, se tiene que la importación de GLP representó
el 43,18% de los derivados importados durante el año 2001, seguido del Diesel Oil con el 29%; el
Avgas se importa en pocas cantidades, es decir el 0,31% respecto al total. La importación de
derivados durante el año 2002 se incrementó respecto al año 2001, el GLP fue el más importado
representando 42,58% de la importación total de productos derivados, seguido del Diesel Oil. La
importación de Nafta se incrementó en 42,83% respecto al año 2001. En el año 2003 sigue siendo el
GLP el derivado más importado, representando el 37,41% del total de derivados importados.
Respecto al año 2002, la importación de GLP se incrementó en un 4,11% mientras que la
importación de Diesel Oil se incrementó en un 38,69%. Durante el año 2004 la importación total de
derivados se incrementó tan solo en un 0,002% respecto al año anterior, la importación de Diesel y
Nafta se redujo en un 5,13% y 2,42% respectivamente a excepción del GLP cuya importación se
incrementó en el 10,60% pues pasó de 6.475.326 a 7.158.675 barriles representando el 41,27% de la
importación total de productos derivados.
Importación de electricidad
Después de la crisis financiera de 1998 y 1999, la economía ecuatoriana empezó a recobrar su
normal crecimiento y a pesar de que entre 1995 y 1999 se incorporaron 682 MW al sistema nacional
y que en el año 2002 se incorporó la generadora Machala Power con 182 MW, el abastecimiento del
suministro energético no fue suficiente. La nueva fuente de generación provino de generación de
emergencia tipo barcazas y de la importación de energía desde Colombia, la misma que se realiza
mediante un esquema de transacciones internacionales de electricidad, en operación desde hace más
de tres años. n la tabla que sigue se muestran las importaciones de energía eléctrica en GWh para el
36
Deliverable 3
período 1997 – 2005. Como se puede apreciar, la importación empezó en el año 1999 con apenas
23.76 GWh. Para el año 2003, este rubro se incrementó variando en un 1888,6% respecto al año
2002. La importación para el año 2005 fue de 1.723 GWh, lo que representó el 11.61% de la
producción total de energía neta. 7,44 GWh de los 1.723 GWh importados en el año 2005
correspondieron a importaciones provenientes de Perú.
TABLA 12: Importación de electricidad en el Ecuador 1990-2005
Año
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
Importación
(GWh)
Var.
1,723.45
5.0%
1,641.61
46.6%
1,119.61
1888.6%
56.30
153.2%
22.23
23.76
-
Fuente: Consejo Nacional de Electricidad.
Exportación
La exportación de derivados durante el año 2001 fue de 13.972.833 barriles, año en el que se
exportaron más barriles que en los años 2002, 2003 y 2004. El principal producto derivado
exportable es el Residuo, seguido de la nafta. Del 2002 al 2004 los barriles exportados de residuo
decrecieron en un 9,04%, 17,71% y 20,58% respectivamente.
Por otra parte, la exportación de nafta se incrementó en un 53,98% respecto al año 2001, para el
2003 la variación fue de 21,42% y mostró un pequeño decrecimiento del 1,31% para el año 2004,
año en el cual se empezó a exportar Fuel Oil No. 6, lo que representó el 26,97% del total exportado.
Para el año 2004 la exportación de Residuo se redujo pasando de 8.891.490 a 7.061.315 barriles, en
este año se empezó a exportar el Fuel Oil No. 6 que representó el 27% del total de derivados
exportados.
3.2.4.
Precio medio en el mercado
En la siguiente tabla se muestra la evolución de la tarifa nacional promedio así como de sus
componentes, en U$/TJ (1 TJ = 278 MWh) desde Noviembre 2002 hasta Noviembre 2006. El Precio
Referencial de Generación ha sido muy variable, siendo el más alto el del período Noviembre 2005 a
Octubre 2006.
El Componente de Energía ha tenido una variación del 4,20% de Noviembre 2002 a Octubre 2006.
Adicionalmente, se puede apreciar que de los componentes de la Tarifa Nacional Promedio, la Tarifa
de Transmisión ha sido la que ha mantenido un comportamiento más estable, tal como se refleja a
continuación.Los precios medios de la Energía Eléctrica para el período comprendido 1995 y 2005
para las diferentes categorías se muestran en la tabla que sigue a continuación. Podemos apreciar que
para el año 2005 el precio más elevado se da para el sector del alumbrado público.
Durante la crisis energética que sufrió el país en 1998 se puede notar un decrecimiento de los precios
medios en un 16,78%, situación similar ocurrió en los años 1999 y 2000. La variación más
importante en los precios se dio en el año 2001 con un 78,82% respecto al año anterior.
37
Deliverable 3
TABLA 13: Tarifa de energía eléctrica promedio en el Ecuador
Tarifa nacional promedio (U$/TJ)
Nov. 2002 Oct. 2003
Nov. 2003 Mar. 2004
Abr. 2004 Oct. 2004
Nov. 2004 Oct. 2005
Nov. 2005 Oct. 2005
PRG
1614722,22
1286944,44
1157222,22
1651111,11
1583611,11
PRG
(E)
1251111,11
986666,67
856944,44
1163611,11
1303611,11
Componente
de Potencia
PRG
(P)
363333,33
300277,78
302777,78
276666,67
280000,00
Tarifa de
Transmisión
TT
211944,44
196388,89
196388,89
192500,00
185000,00
1056666,67
1060555,56
1060555,56
1141111,11
1232777,78
Tarifa Media
TM
2883333,33 2543888,89
2414166,67
Fuente: Plan de Electrificación 2006-2015 – Consulta Pública
2984722,22
3001111,11
Período
Precio
Referencial de
Generación
Componente
de Energía
Valor Agregado
VAD
de Distribución
TABLA 14: Precios medios de la energía eléctrica en el Ecuador, período 1995-2005
Precios Medios de la Energía Eléctrica
Año
US$ ¢/ kWh
Precio Medio
Unidad
Datos
2005
2004
2003
2002
2001
1999
1997
1995
Residencial
9,73
9,84
9,46
8,66
5,94
5,01
7,24
2,90
Comercial
8,11
8,27
8,60
8,35
6,51
3,68
7,74
7,13
Industrial
7.32
7,42
7,99
8,12
6,91
3,62
6,69
7,18
A.Público
10.97
11,50
11,24
10,07
6,80
5,12
5,41
0,83
Otros
7.83
7,94
8,21
8,03
6,84
3,87
7,35
11,24
Total
8,82
8,96
8,97
8,52
6,47
4,30
7,07
5,33
Variación
%
-1,57
-0,12
5,22
31,73
78,82
-26,84
67,55
-13,98
Fuente: Conelec – www.conelec.gov.ec – Consultado 24-09-06.
Precios de los derivados del petróleo
Desde el año 2000 el precio de los derivados varió constantemente, siempre con la tendencia al alza,
especialmente en el primer trimestre del año. Desde el 26 de mayo del 2000, el gobierno puso en
práctica una política de precios reales para los derivados de hidrocarburos en el mercado interno.
Incrementó los precios de las gasolinas y el diesel y retiró el subsidio a los precios de los
combustibles especiales, sin embargo el Estado, debido a la devaluación monetaria del 2000, recibió
dicho año USD 882'6 millones por concepto de venta de combustibles, equivalentes a las tres cuartas
partes del promedio recaudado en el último quinquenio que fue de USD 1.200 millones anuales20.
Durante el año 2001 se mantuvieron los precios estipulados desde la última semana de diciembre del
2000. En el año 2002, los precios subieron a inicios de año, la gasolina super se incrementó en un
9,09%, la gasolina extra en un 11,76% y el diesel en un 15,15%, respecto al año anterior. Para el año
2003, la gasolina super se incrementó en un 40%, la gasolina extra en un 32,04% y el diesel en un
20
www.petrocomercial.com – Consultado 28-09-06
38
Deliverable 3
15,68% respecto al año 2002. A partir de enero 19 del 2003, como medida del gobierno de aquel
entonces, los derivados se han mantenido constantes, conservando los precios hasta la presente
fecha.
Precios de venta al público
Al 2006, la Estación de Servicios de PETROCOMERCIAL, tiene los precios más bajos del mercado
a nivel nacional21.
TABLA 15: Precios de venta de Derivados en Ecuador
GASOLINA EXTRA GASOLINA SUPER
USD $ 1,45
3.2.5.
USD $ 1,94
DIESEL
USD $ 1,020
Principales costos
De acuerdo al Plan Nacional de Electrificación 2004-2013, los costos de producción de las unidades
de generación de las centrales hidroeléctricas con embalse y de pasada alcanza los US$ 2/MWh, lo
cual es sumamente bajo al comparar con los costos de una central termoeléctrica de turbina de gas
(opera a gas natural) como Machala Power con US$ 49,2/MWh que son centrales que no tienen
mucho tiempo de haber entrado en funcionamiento. Adicionalmente, se observa que mientras menos
sea la potencia efectiva de 0,7MW y su costo de es de US$ 119,02/MWh operando con motores de
combustión interna a diesel, esto al ser comparado con la planta Miraflores 14 con la misma
tecnología para una potencia efectiva de 2 MW tiene un costo US$ 80,41/MWh. El rendimiento
(kWh/gal) de las centrales oscilan entre un 8,1 a un 16,5 a excepción de la termoeléctrica Machala
Power con un rendimiento de 0,089 KWh/MBTU. Para el período de Noviembre 2005 a Octubre
2006 se puede apreciar que las actividades de generación representan el 52,77% del costo en kWh, la
distribución, el 41,12% y la transmisión, el 6,11%. CATEG es la empresa que tiene el costo más
elevado de generación, alcanzando el 59,69% respecto al costo total, seguida de las empresas
Esmeraldas y Quito con el 55,30% y el 54,70%, respectivamente. Para la transmisión, las empresas
que tuvieron el costo más alto fueron la CATEG con el 7,16%, la empresa Manabí con el 6,77%, El
Oro con el 6,57% y Quito con el 6,49%. En las actividades de distribución, las empresas Bolivar,
Azogues y Riobamba tuvieron un porcentaje de participación en el costo de 63,20%, 59,28% y
59,23%.
Costos de los derivados de petróleo
De acuerdo al Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental de las Operaciones de
Petroecuador, en lo referente a los costos de industrialización se debe considerar que no se aplican
los precios de transferencia a las actividades de industrialización para evaluar la rentabilidad de las
refinerías. Se puede apreciar que al igual que en las otras empresas de Petroecuador, los rubros de
personal y servicios contratados de mantenimiento muestran los incrementos más importantes. La
caída de costos del 1998 al 2000 y subsiguiente alza se explica principalmente por el movimiento
cambiario, políticas laborales/salariales e incremento en depreciación por la operación de las
instalaciones de la Refinería Esmeraldas. En el año 2000, el costo laboral por trabajador fue de US$
10.327,49, incrementándose sustancialmente en el año 2002, alcanzando los US$ 25.189,08 por
trabajador en el año, lo que representa un incremento del 124%. Los rubros de servicios contratados
de mantenimiento y seguros tuvieron un importante incremento del 182,9% y 130,90%,
respectivamente. La depreciación tuvo un incremento relativamente moderado pero dada su fuerte
influencia en el costo total, su impacto es mayor al del costo de personal. La operación de la
Refinería Esmeraldas experimentó un alto índice de paros no-programados lo que aumentó los costos
21
www.petrocomercial.com – Consultado 28-09-06
39
Deliverable 3
unitarios y de mantenimiento correctivo. La composición de los costos unitarios de Petroindustrial se
muestra a continuación, expresados en dólares por barril.
SOTE: Composición de Costos Unitarios
4.00
DEPRECIACIÓN
ADMINISTRATIVO
3.00
OPERATIVO
2.00
1.00
0.00
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
FIGURA 34: Composición de costos unitarios de Petroindustrial
Fuente: Gaffney, Cline & Associates, Inc. Proyecto de Evaluación Económica, Financiera y Ambiental
de las Operaciones de PETROECUADOR.
Los indicadores de Gestión de Eficiencia Económica del año 2004, determinan que el Costo Total
alcanzó los 3,1422 dólares/Barril, que comparado con el Costo Total de 3,5781 dólares/Barril que se
tenía previsto como meta del Plan Operativo 2004, se obtiene una diferencia de 0,4359
dólares/Barril, que representa el 12,18% de disminución del Costo Total / Barril, optimizándose al
eficacia empresarial22, tal como se muestra en la siguiente tabla.
TABLA 16: Costo Total/Barril de los Derivados de petróleo en Ecuador (año 2004)
Concepto
Costo total / barril
Costos operativos / barril
Costos de personal / barril
Gastos de operación y mantenimiento / barril
Gastos de materiales / barril
Metas plan
operativo 2004
3,5781
3,2374
0,5077
1,9076
0,4478
Cumplimiento a
diciembre 2004
3,1422
2,83
0,4529
1,9499
0,2156
Fuente: Informe Ejecutivo de Cumplimiento del Plan Operativo, Enero – Diciembre 2004.
3.2.6.
Análisis de datos
3.2.6.1. Diversificación de energía secundaria
Como se mencionó, el fuel oil es la energía más importante seguida de diesel. La electricidad
muestra un comportamiento estable al alza y aparece como tercera en importancia. La producción de
gasolina/alcohol y de kerosene y turbo muestran un decrecimiento del 2003 a 2004.
22
Petrocomercial, Enero – Diciembre de 2004, Informe Ejecutivo de Cumplimiento del Plan Operativo 2004, Pág. 7
40
Deliverable 3
3.2.6.2. Propiedad de energía secundaria (% de recursos
naturales)
A diferencia del caso de la energía primaria, parte de la energía secundaria es importada, incluyendo
electricidad que se importa desde Colombia. El GLP, combustible de importancia clave por ser
utilizado en la cocción doméstica es mayoritariamente importado.
3.2.6.3. Consumo de energía por sector
La Figura 35 muestra el consumo de energía secundaria por tipo, en la industria. Puede apreciarse
un gran salto en el uso de fuel oil en la industria entre el 2003 y el 2004. La importancia relativa de
los productos de la caña tiene que ver con el uso del bagazo en los ingenios azucareros. El uso lícito
de gas licuado de petróleo en la industria no es tan extendido.
Leña
Energía (*1000 TJ)
Productos de Caña
50
Electricidad
45
Gas Licuado
Gasolinas/Alcohol
40
Diesel Oil
35
Fuel Oil
30
25
20
15
10
5
0
1990
1991 1992
1993
1994
1995 1996
1997 1998
1999
2000 2001 2002 2003 2004
Año
FIGURA 35: Uso de energía en el sector industrial
Fuente: OLADE SIEE. Figura Preparada por ESPOL.
Energía (*1000 TJ)
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Leña
Electricidad
Gas Licuado
Año
Gasolinas/Alcohol
Diesel Oil
FIGURA 36: Evolución de energía en el sector residencial
Fuente: OLADE SIEE. Figura Preparada por ESPOL.
41
Deliverable 3
De la Figura 36 (consumo de energía en el sector residencial) se puede apreciar que el consumo de
GLP se ha incrementado, mientras que la leña pierde importancia. El consumo residencial de
electricidad ha crecido de manera significativa a más del doble en el periodo desde 1990 a 2004.
De la Figura 37 (consumo de energía en el sector comercial, de servicios y público), el sector ha
aumentado su consumo de electricidad en casi tres veces durante el periodo. El uso del gas se ha
mantenido esencialmente plano. El combustible mayoritariamente usado en el sector agricultura,
minería y pesca es el diesel (figura 38). El consumo de este producto subió entre 1990 y 1994 y a
partir de entonces ha caído. No se tienen datos desagregados para presentar una explicación a este
comportamiento.
Energ ía (*1000 TJ)
Uso de energía en el sector comercial, serv., pub.
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Electricidad
Gas Licuado
Gasolinas/Alcohol
Diesel Oil
Fuel Oil
Año
FIGURA 37: Evolución del uso de energía en el sector comercial y sectores públicos
Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.
Uso de energía en agro, pesca, minería (1990-2004)
6,00
Energía (*1000 TJ)
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
1990
1991 1992
1993
1994
1995 1996
1997 1998
Año
1999
2000 2001 2002 2003 2004
Diesel Oil
FIGURA 38: Evolución del uso de energía en la agricultura, pesca y minería
Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.
42
Deliverable 3
El consumo de energía en el sector transporte se muestra en la Figura 39 en donde puede apreciarse
que el diesel y las gasolinas son los combustibles más importantes. El consumo de estos
combustibles presenta una tendencia creciente hasta el año 2003 con una caída en el 2004.
Uso de energía en Transporte (1990-2004)
90
Energía (*1000 TJ)
80
70
60
50
Gasolinas/Alcohol
Kerosene y Turbo
Diesel Oil
Fuel Oil
40
30
20
10
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Año
FIGURA 39: Evolución del uso de energía en el sector del transporte
Fuente: OLADE SIEE. Figura prepara por ESPOL.
43
Deliverable 3
4. Identificación de las principales fuentes de energía
renovable
4.1.
Energías renovables (Perú)
En función de su baja densidad energética, las fuentes renovables representan candidatas ideales para
atender los nichos de mercado que representan las áreas aisladas y el medio rural, ya que su
abastecimiento, vía extensión de la red, presenta enormes dificultades debido a la gran dispersión
espacial de los consumidores y la elevada inversión que representaría ampliar las redes de
distribución. No obstante, conforme apunta Scalambrini (2001), estas dificultades pueden ser
interpretadas como ventajas para el uso de energías renovables, en particular de la energía solar
fotovoltaica, cuya factibilidad de empleo en pequeña escala, generando localmente sin precisar de
redes de distribución, resolvería el problema del abastecimiento de pequeñas propiedades y
comunidades aisladas (Scalambrini, 2001).
El Potencial de producción Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables se indica en la
Tabla 17.
TABLA 17: Potencial de Producción de fuentes energéticas renovables en el Perú
Fuente
Potencial de producción
Hidroenergía
2.852 103
(Tep/año)
Leña
66 106
(Tep/año)
6
(Tep/año)
Residuos Agrícolas
0,53 10
(Tep/año)
Residuos pecuarios
0,15 106
6
Residuos agroindustriales
0,395 10
(Tep/año)
(Tep/año)
Residuos urbanos
0,236 106
Energía eólica
450-5.000
(kWh/m2/año)
Energía solar
4-5
(kWh/m2)
Fuente: Estudio Integral de Energía (IDEE/Fundación Bariloche, 2001) apud CEPAL, 2005
4.1.1.
Hidroelectricidad
La capacidad probada del potencial hidroeléctrico es de aproximadamente 6 GW, pero si se
incorporan los potenciales probables y posibles, el potencial total y la energía firme producible
pasarían a ser respectivamente de 74 GW y 316.702 GWh. En consecuencia, aún falta por evaluar en
Perú, desde el punto de vista técnico y económico financiero, casi 68.000 MW, lo cual convierte a
este recurso, por su carácter renovable, en el más importante entre los recursos energéticos del país.
Con relación a la capacidad instalada en centrales eléctricas, se tiene que ésta asciende a 6.201 MW,
de los cuales el 52% es de origen hidráulico y el restante es térmico. La Figura 40 muestra la
distribución de las principales centrales eléctricas, según su origen.
44
Deliverable 3
FIGURA 40: Potencia Instalada en 2005, según su origen
Fuente: DGE (2005)
En lo que respecta a la generación de energía eléctrica, la participación de las centrales
hidroeléctricas es de 70%; las regiones que han generado energía en mayores proporciones con
relación a la producción total para el mercado eléctrico fueron: Huancavelica (28,5%), Lima
(16,8%), Junin (8,7%), Callao (7,8%), Ancash (6,7%), Moquegua (5,5%), Ucayali (5,8%) y
Arequipa (3,5%), según se indica en la Figura 41.
FIGURA 41: Producción de Energía Eléctrica en 2005, según su origen
Fuente: DGE (2005).
En cuanto al conocimiento del potencial de generación a través de Pequeñas Centrales
Hidroeléctricas, el Ministerio de Energía y Minas, a través del Proyecto FONER, tiene previsto
realizar un estudio para la evaluación preliminar del potencial hidroeléctrico a nivel nacional. Se
espera que este estudio esté disponible a mediados de 2007. Entre los proyectos pilotos más
relevantes tenemos el Proyecto “Fondo de Promoción de Microcentrales Hidroeléctricas”, conducido
por ITDG con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo, implementó, entre los años 1992 y
2005, un fondo revolvente para el desarrollo de microcentrales hidroeléctricas –MCHs en el Perú.
Mediante este mecanismo se entregaron créditos por más de US$ 940,000, movilizándose
inversiones complementarias gubernamentales, privadas y de cooperación cercanas a los US$
3.000.000. Fueron financiadas 42 MCHs23, representando, en términos de potencia instalada, 1.5
MW; se estima que fueron beneficiadas 3 mil familias de zonas rurales del país (Coello, 2006).
Asimismo, la puesta en marcha de las MCHs ha permitido la creación de 200 pequeños negocios y el
Las MCHs fueron implementadas mayoritariamente en el departamento de Cajamarca (un total de 31), representando
un total de 1 MW en términos de potencia instalada.
23
45
Deliverable 3
incremento de los ingresos familiares locales en un 33%, tanto por estos nuevos negocios como por
la mejora de los previamente existentes. La distribución espacial de estas centrales se muestra en la
Figura 42.
35
1000
30
25
800
20
600
15
400
10
Huánuco
La Libertad
Amazonas
Piura
0
Ayacucho
0
Lambayeque
5
Apurimac
200
Número de MCHs instaladas
1200
Cajamarca
Potencia instalada (MW)
Potencia y número de MCHs instaladas
FIGURA 42: Potencia instalada y número de MCHs instaladas por Departamento –“Fondo de
Promoción de Microcentrales Hidroeléctricas”
Fuente: Prado (2006).
4.1.2.
Eólica
La energía eólica aparece en el país en los años sesenta, para bombeo de agua, en la costa sur y norte
del país. Desde entonces, las llamadas aerobombas tuvieron un corto apogeo entre los años 19801990, sobre todo la zona de Miramar, en Piura, donde se estima que existan 1.500 y en la zona de
Pachacutec, en Arequipa; estas últimas ya no están en operación debido a que la red de suministro de
agua potable ya ha cubierto la demanda existente en el lugar, por lo cual los pobladores han optado
por no usar estos sistemas (CENERGIA, 2003). Las primeras mediciones de potencial eólico, con
fines energéticos, fueron efectuadas por ELECTROPERU, SENAMHI y CORPAC. En 1983,
OLADE presentó un mapa eólico preliminar del Perú, basado en mediciones realizadas en 48
estaciones distribuidas por todo el país24. Otras evaluaciones han sido realizadas, sobre todo para
aplicaciones de bombeo eólico, por instituciones como ITINTEC25 y la Cooperación Técnica
Alemana (GTZ) en los departamentos de Piura y Lambayeque.
Hasta el momento se cuenta con evaluaciones puntuales de viento, realizadas por diversas
instituciones; las principales son (ibidem):
- Estudio meteorológico del departamento de Piura (1980), realizado por ITINTEC.
En las evaluaciones de potencial eólico de 1983, OLADE estimó una densidad de potencia eléctrica de 62 W/m2,
densidad de energía 537 kWh/ m2; velocidad del viento: 2. 9 m/s.
25 El Instituto de Investigación Tecnológica y Normas Técnicas (ITINTEC) era un organismo público descentralizado,
cuya finalidad era la investigación tecnológica e industrial y el establecimiento de las normas técnicas industriales. Sus
fondos, provenientes del 2% de las ganancias fiscales del sector privado, eran empleados en investigación científica y
tecnológica para la industria. Las reformas introducidas en la administración pública a inicios de la década de los 90s,
dio inicio a un proceso acelerado de reajuste económico, liberalización de la economía, apertura del mercado,
privatización de la actividad empresarial del Estado y desregulación; en esta coyuntura, fueron suprimidas las funciones
de control y fiscalización del ITINTEC, tanto en la industria como en el comercio, hasta que fue por último desactivado a
finales de 1992.
24
46
Deliverable 3
-
Estudio de vientos del departamento de Puno (1982-1983), efectuado por la consultora
alemana ITC, a solicitud del Convenio GTZ-CORPUNO.
Estudio de vientos de Characato, Arequipa (1981), llevado a cabo por ITINTEC.
Estudio de vientos de Lurín y Villa en Lima (1984), también realizados por ITINTEC.
Estudio de vientos en Apurimac y Junín (1984), por ITINTEC.
Actualmente, el Proyecto FONER viene desarrollando las actividades para la contratación de la
elaboración de un atlas eólico a nivel nacional. Se espera que esté culminado a fines de 2007.
a) Central Eólica Malabrigo
Esta central eólica de 250 kW fabricada en Dinamarca, marca MICON, instalada en abril de 1996, se
ubica en el departamento de La Libertad, localidad Puerto Malabrigo, a 45 m.s.n.m. y con una
velocidad promedio de viento de 7,6 m/s (a 30 m) viene operando en forma normal. La energía
eléctrica producida por el aerogenerador es recibida por un transformador trifásico de 312 kVA–10
kV/440 V y despachada a la localidad de Malabrigo, siendo comercializada por la empresa de
distribución Hidrandina, beneficiando a una población de 1.785 habitantes, que habitan en 357
viviendas.
b) Central Eólica San Juan de Marcona
La central eólica San Juan de Marcona de 450 kW fabricada en el Japón, marca MITSUBISHI, está
ubicada en el departamento de Ica, distrito de Marcona, a 45 m.s.n.m. y con una velocidad promedio
de viento de 9,12 m/s (a 40 m) viene operando desde el año 1999 aunque en forma inestable,
presentando algunas fallas de funcionamiento. El objetivo del proyecto es suministrar electricidad en
forma permanente y confiable a unas 643 viviendas, beneficiando a una población de 3. 215
habitantes. La entidad responsable de la operación de la Central Eólica es ADINELSA26, la cual
comercializa la energía producida a Electroperú. En base a los resultados del análisis de los registros
de viento de las localidades donde fueron instalados estos proyectos pilotos, y al performance de
dichos aerogeneradores, ADINELSA ha estimado el potencial eólico de Malabrigo y San Juan de
Marcona en 30 MW y100 MW, respectivamente (ADINELSA, 2006).
4.1.3.
Geotérmica
La energía geotérmica resulta del aprovechamiento de las diferencias de temperatura que se
presentan en el subsuelo. Esto permite el calentamiento del agua subterránea, que en algunos casos
llega a vaporizarse (géisers). La fuente puede ser de alta entalpía, si la temperatura del agua es
suficiente para generar electricidad, o de baja entalpía, si se le puede aprovechar sólo para
calefacción.
El Perú posee alrededor de 300 manifestaciones de aguas termales entre 49°C y 89°C, situadas a lo
largo de la Cordillera Occidental y en menos proporción en los valles interandinos y la zona oriental,
que sólo serían aptas para el calentamiento de agua y calefacción (Atlas Minería y Energía en el
Perú, 2001).
El Ministerio de Energía y Minas hizo una interpretación geológica, considerando los aspectos
socioeconómicos de desarrollo industrial y de posible sustitución de derivados de petróleo en
centrales térmicas, lo cual permitió establecer el siguiente orden de prioridades: (i) Cadena de Conos
Volcánicos; (ii) Puno-Cuzco; (iii) Cajamarca; (iv) Huaraz; (v) Churín; y (vi) Central (CEPAL,
2005). De éstas, las mejores perspectivas de aprovechamiento geotérmico para la generación de
ADINELSA es una empresa estatal de derecho privado, que tiene como finalidad administrar las obras de
electrificación rural que el Estado haya ejecutado o ejecute en las zonas rurales y aisladas del Perú, las mismas que se
encuentran fuera de la zona de concesión de las empresas distribuidoras de electricidad. ADINELSA efectúa la
administración de sus instalaciones encargando la operación y mantenimiento a empresas concesionarias
26
47
Deliverable 3
energía eléctrica corresponden a las regiones v y ii (Aguinaga, 2006). El mapa de regiones
geotérmicas del Perú se muestra en la Figura 43.
FIGURA 43: Mapa de Regiones Geotérmicas de mayor interés en el Perú
Fuente: Aguinaga (2006)
4.1.4.
Solar
El Perú cuenta con una gran potencial de energía solar, gracias a que presenta una topografía muy
variada y gran diversidad climática. Con el objetivo de poder identificar las zonas potenciales para el
aprovechamiento energético en el país, ha sido elaborado el Atlas de Energía Solar, en el marco del
proyecto PER/98/G31: “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica en el Perú”.
Este instrumento permitirá conocer la distribución y la variación de la irradiación solar en el
territorio, y, de esta manera permitirá optimizará el dimensionamiento y diseño de los equipos que
utilizan esta fuente de energía. Así también, se posibilitan otras aplicaciones en los diferentes
sectores siendo uno de ellos el agrícola, por la creciente utilización de la variable solar en los
modelos de simulación de cultivos, por ejemplo. La figura 44 muestra el promedio anual de la
Irradiación diaria en el Perú.
48
Deliverable 3
FIGURA 44: Promedio anual de la Irradiación diaria (1975-1990)
Fuente: Atlas de Energía Solar del Perú (2003).
4.1.5.
Solar térmica
La energía solar térmica ha tenido en el país principalmente las siguientes aplicaciones: (i)
calentamiento de agua, a través de termas solares, mayoritariamente instaladas en viviendas, hoteles,
hospitales, comedores populares, entre otros; (ii) secado de productos agrícolas; y (iii) cocción solar
(cocinas de tipo caja y parábola). Las termas solares fueron introducidas al mercado en los años 80
por ITINTEC y algunas ONGs y universidades, sobre todo como prototipos de investigaciones
realizadas a lo largo de esta década. Actualmente existen proveedores de estos equipos en diversos
departamentos del país.
En cuanto a las cocinas solares, se han llevado a cabo pocos proyectos de diseminación, en
Chimbote, Puno y Arequipa. Éstas, al poder concentrar la radiación solar en un pequeño volumen,
pueden satisfacer los requerimientos de cocción en localidades rurales en las que no hay
disponibilidad de leña o es difícil el transporte y comercialización de combustibles.
49
Deliverable 3
En cuanto al secado solar, se ha puesto en evidencia la aceptabilidad social, viabilidad económica
(en varios casos) y la madurez de la tecnología del secado para nuestro medio rural. Sin embargo,
existe una necesidad de promoción frente a las organizaciones campesinas, así como una oferta de
insumos para los secadores.
Las encuestas realizadas por la Oficina Técnica de Energía del Ministerio de Energía y Minas, con el
objeto de elaborar el Balance Nacional de Energía Útil de 1999, determinaron el empleo de
colectores solares planos para el calentamiento de agua en los sectores residencial y comercial de 8
ciudades, especialmente Lima y Callao. En el estudio integral de energía se precisa que “en Perú se
puede mencionar como un verdadero éxito la instalación de termas solares en la zona de Arequipa,
donde se han relevado 10.092 termas, que corresponde a cerca de 6,7 MW de capacidad total
instalada” (CEPAL, 2005). En cuanto a las cocinas y secadores solares, se estima que existen, a nivel
nacional, 640 y 764, respectivamente (CENERGIA, 2003). El mercado de la energía solar térmica se
concentra fundamentalmente en el sector urbano, debido a que más del 90% de los equipos son
termas solares, las cuales son de uso predominantemente urbano, ya que necesitan de un suministro
de agua de la red.
Respecto a los proyectos pilotos, se pueden mencionar los siguientes:
a) Proyecto “Desarrollo de secadores solares para productos agrícolas y alimenticios”
Los secadores solares tecnificados fueron introducidos con este proyecto, financiado por GTZ y
ejecutado entre los años 1983-1988 por universidades peruanas. Los productos que se pueden secar
con estas tecnologías son: papa, maíz, mote, tarwi, carne, café, higos, aceitunas, uvas, durazno,
lúcuma, dátil, guinda, ají, manzanilla, orégano, alfalfa, cochinilla, entre otros.
b) Proyecto “Desarrollo de secadores solares de café y cacao”
Se realizó en el año 1997, a través del convenio ADEX-AID, mediante el cual se diseñaron e
instalaron unos 700 secadores solares de tipo invernadero en las regiones de Jaén, Moyobamba,
Tarapoto, Quillabamba, Chanchamayo, Satipo, Tingo María y Tocache.
4.1.6.
Solar Fotovoltaica
Hoy en día es común la práctica de energizar las viviendas aisladas, que presentan características de
bajo consumo y con familias, en general, de bajo poder adquisitivo, a través de los llamados
Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios –SFD; se estima que en la última década fueron instalados más
de 500.00027 de estos en el mundo. Este mercado presenta dimensiones considerables si es
considerado el de hecho de que aproximadamente dos billones de personas, en los países en
desarrollo, no tienen acceso a la energía (WEA, 2000). Es oportuno resaltar que la bondad de los
SFD no debe mensurarse en términos de potencia instalada, mas si en función de la cantidad de
personas beneficiadas y aún más debido a los servicios que son proporcionados: luz, radio,
televisión, entre otros (ibidem).
En el caso del Perú, la tecnología fotovoltaica viene, a lo largo de los últimos años, convirtiéndose en
tecnología de aplicación común, suministrando energía eléctrica para domicilios, escuelas, centros
comunitarios, iglesias, telefonía rural y bombeo de agua, principalmente. Conviene destacar que
muchos de los proyectos desarrollados en zonas rurales han contado con la participación de la
Cooperación Internacional, pues aunque las tasas de crecimiento de la producción mundial de
módulos fotovoltaicos –que es el componente más caro del sistema – han sido altas, el precio del
módulo aún sigue representando una importante barrera para la diseminación masiva de esta
tecnología.
27
Típicamente sistemas de 50 Wp.
50
Deliverable 3
Se estima que, aunque no hayan datos oficiales, que existe alrededor de 1,5 MWp de potencia
instalada, distribuida, a nivel departamental, según se indica en la Figura 45 (Espinoza, 2006).
FIGURA 45: Potencia Instalada (kWp) y número de sistemas fotovoltaicos en el Perú
Fuente: Elaboración propia, basado en Espinoza (2006)
a) Proyecto SOLSISTEMAS
En 1986, a través del auspicio de GTZ, se dio inicio a un proyecto de electrificación utilizando
tecnología fotovoltaica. En una primera fase se instalaron 50 sistemas adquiridos en Alemania, en
calidad de prueba y que fueron adquiridos, posteriormente, por los usuarios bajo condiciones no
comerciales. En una segunda fase, que cubre el período 1986-1987, utilizando los recursos
económicos de CORPUNO (Corporación de Fomento y Promoción Social y Económica de Puno), se
instalaron otros 200 sistemas. A continuación fue suscrito un segundo convenio Perú – Alemania,
que cubría inicialmente el período 1991-1995, en el que se vendieron e instalaron varios otros
sistemas. En esta etapa también se realizaron diversas instalaciones para uso comunitario y con fines
sociales. Sin embargo, por causa de la violencia política desatada por Sendero Luminoso y el
consecuente estado de guerra interna, los expertos alemanes fueron amenazados y tuvieron que
retirarse. Es de señalar que, a través de este proyecto, se instaló un total de 500 sistemas
fotovoltaicos en la región. Al retirarse GTZ, el saldo de sistemas y accesorios fue transferido a
CORPUNO (CER-UNI, 2006; PER/98/G31, 2005b).
b) Proyecto Electrificación Fotovoltaica Insular
Bajo el marco de este proyecto, desarrollado entre enero de 1996 y mayo de 1997, con el auspicio
del Ministerio de Energía y Minas del Perú, y continuado posteriormente por el CER-UNI, se ha
instalado 147 SFD en viviendas de las islas Taquile, Soto y Uros del lago Titicaca de Puno
(PER/98/G31, 2005b).
c) PER/98/G31: “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica en el Perú”
La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas- DEP/MEM, instaló en el
período 1997-2000, 1. 355 SFDs, como un adelanto de la contraparte peruana en el Proyecto
PER/98/G31, suscrito entre el Gobierno Peruano y el Programa de las Naciones Unidas para el
Desarrollo – PNUD. El presupuesto total del Proyecto es de US$ 8.714.157, de los cuales US$
3.930.093 corresponde a una donación del GEF, US$ 3.908.268 al aporte del Gobierno y,
finalmente, US$ 875.796 proveniente de los aportes de los usuarios finales (PER/98/G31, 2004). La
duración del Proyecto es de 5 años, iniciando sus actividades en Marzo de 1999 y su finalización
prevista en Febrero de 2004. Sin embargo, la DEP/MEM y PNUD han considerado necesario la
continuación de las actividades del Proyecto por un período adicional de tres años, a contar del 1 de
51
Deliverable 3
Marzo de 2004 y la reformulación de los componentes y actividades del mismo en función a su
grado de ejecución; de esta manera, el objetivo inmediato de este Proyecto es: “establecer en el
MEM las bases técnicas y normativas a fin de promover la energía fotovoltaica y de diseñar e
implementar un programa inicial para la electrificación de comunidades rurales que empleen
sistemas fotovoltaicos” (PER/98/G31, 2005a). Dado que una de las premisas básicas del Proyecto
reside en “asegurar la sostenibilidad de los sistemas que se instalen, independientemente de su
número”, fue realizada, en 2003, una evaluación muestral de SFDs. Del total de 724 SFDs evaluados
in situ, el 36% estaba fuera de operación. En el restante, aunque si bien prestaban algún grado de
servicio, se observaron fallas en los controladores de carga, deficiencias en: cableado interno,
disposición de las luminarias, conexiones directas a baterías, “puentes”, entre otros (Cervantes, 2003;
2004). De los resultados de la visita técnica, fue evidente que el componente solar (módulo
fotovoltaico) no presentó prácticamente fallas y si los componentes complementarios que
constituyen el SFD, razón por la cual se recomendó la reposición de estos equipos, principalmente
baterías, controladores de carga y luminarias. Es oportuno mencionar que la reposición de
componentes de los SFDs, como única medida a adoptar, no garantiza per se la sostenibilidad de
éstos en el tiempo. Será necesario contrastar esta acción y el monto que exige, con la realidad socioeconómica de las localidades donde se encuentran los SFDs, complementándola con la adopción de
nuevos sistemas de gestión –en los casos necesarios– labores orientadas a la capacitación y
fortalecimiento de comités locales y monitoreo sistemático de los sistemas (ibidem).La DEP/MEM
tiene planificado instalar 4,524 SFD en el 2007 y 2,500 en 2008.
4.1.7.
Biomasa
Perú es un país privilegiado en lo que se refiere a recursos forestales y ocupa la segunda posición en
América Latina de acuerdo con su superficie selvática. En 1988, la Dirección General Forestal y de
Fauna (DGFF) estimó para los recursos forestales peruanos un flujo máximo sostenible de 66
millones de Tep/año, que equivaldría a 36 veces el consumo de leña estimado en 1998. Si se agrega
el potencial disponible de residuos agrícolas y agroindustriales, el potencial de bioenergías es
claramente superior a las actuales reservas peruanas de petróleo, 43 millones de Tep (CEPAL &
GTZ, 2004). La distribución del potencial bioenergético realizado por OLADE, se muestra en la
siguiente figura, donde se dan los valores en 103Ton, junto al porcentaje que lo representa (por
ejemplo, residuos urbanos, 219.942 103Ton que equivale a 80%).
24166, 9%
2850, 1%
1793, 1%
7981, 3%
15613, 6%
LEÑA
BAGAZO
AGRICULTURA
AGROINDUSTRIA
PECUARIO
RESIDUOS URBANOS
219942, 80%
FIGURA 46: Potencial Bioenergético en el Perú
Fuente: SIEE –OLADE (2006)
52
Deliverable 3
4.2.
4.2.1.
Energías renovables (Ecuador)
Hidráulica
En el Ecuador existen proyectos en estudio de pre-factibilidad básica, factibilidad avanzada, anteproyectos e inventario para centrales hidroeléctricas mayores a 1 MW. Existen 26 proyectos con una
potencia mayor de 100MW, de los cuales mencionamos a los más importantes que son el Proyecto
Verdeyacu de 1.140 MW en el río Verdeyacu y el Proyecto Naiza de 986 MW en el río Namangoza.
Los costos por cada KW oscilan aproximadamente entre US$ 746 y US$ 6.593, esto depende mucho
de las características de cada proyecto. Existen alrededor de 145 proyectos, de los cuales 14 están
en estudio de pre-factibilidad, 11 están inventariadas, 8 están en factibilidad, 10 en prefactibilidad
básica, 3 en factibilidad avanzada y 19 en anteproyecto. La potencia instalable de todos los proyectos
es de 15.576 MW y la energía media estimada es de 663.866 GW/año, de los cuales el 70,48% le
corresponde a la vertiente del Amazonas.
4.2.2.
Eólica
Para la energía eólica como también para la energía solar, no existen recientes inventarios. Alguna
información viene todavía usada de un estudio conducido al inicio de los 80, desarrollado por el
Instituto Nacional de Energía con asitencia técnica de la Organización de Estados Americanos
(OEA).y financiado por Corporación Andina de Fomento CAF (INE, 1986). Este estudio se usó
como fuente para un anterior studio desarrollado por por la misma institución, que identificó el
potencial solar y eólico del país. INE identificó sólo cuatro sitios con velocidades arriba de los 5 m/s
en la provincia de Carchi (El Angel 6.5 m/s), dos en Pichincha (Olmedo 5 m/s y Machachi 6,56 m/s),
uno en Cotopaxi (8.1 m/s) y uno en in Galápagos (Seymour 5.1 m/s). También se identificaron 30
sitios con velocidades entre 2,5 y 5 m/s. Uno de los proyectos está localizado en uno de los sitios
listados por el reporte de la OPET (OPET, 2005) el proyecto Salinas. El INE concluye que hay un
limitado potencial de vientos para la explotación de la energía eólica en el país. El estudio, sin
embargo, concluye que hay un fuerte potencial para las aerobombas por las bajas y medias
velocidades del viento, para consumo humano, irrigación y ganadería.
4.2.3.
Geotérmica
No hay instalaciones de energía geotérmica en el Ecuador. CONELEC está promoviendo tres
proyectos para una capacidad instalada de 534 MW y tiene una lista de 17 áreas con potencial
probable (CONELEC web).
4.2.4.
Solar (térmica y fotovoltaica)
El Instituto Nacional de Energía (INE) identificó áreas de un gran potencial en zonas del norte de la
región Sierra – Pichincha cerca de Quito y Imbabura cerca de Ibarra, con una irradiación mínima de
2 kWh/m2-día; en la región Central y Sur de la sierra la irradiación encontrada en valores de 1 y 2
kWh/m2-día. Las Islas Galápagos fueron también definidas como un buen potencial y en la región
Costa el potencial osciló entre 1 y 1,6 kWh/m2-día. El proyecto OPET da potenciales de 3,5 a 4,5
kWh/m2-día, con los más altos valores de 4,5 en Galápagos y en la región andina, seguido de la
región amazónica con 3,8 y la región Costa con 3,5.
4.2.5.
Biomasa
Con respecto al potencial y uso de la biomasa, los balances energéticos (OLADE, 2003) muestra que
la leña todavía viene usada fuertemente en el sector residencial, y una relativamente pequeña
53
Deliverable 3
cantidad en industrias. No existes estudios recientes que analicen la situación de la biomasa en el
país. Casos como el reportado por ESMAP (2005) y descrito en el WP5 muestran que la leña viene
usada como combustible en la cocción y también para conservación de alimentos, en las zonas
rurales del Ecuador. El caso Ozogoche muestra que la paja y hierba es usada en la cocción (ESMAP
2005).
4.2.6.
Energía de olas marinas
ESPOL está preparando un proyecto para la evaluación del potencial energético de las olas en las
áreas costeras del Ecuador. Un contrato de colaboración con COPPE-UFRJ del Brasil esta siendo
firmado. No hay estudios conocidos sobre datos de este potencial. Uan propuesta fue presentada
recientemente al CEREPS28 para búsqueda de fondos de investigación.
CEREPS is a fund created as a replacement of the former Hedging fund that was meant to attenuate the oil price
variations and secure the ability of the country to serve its foreign debt. The CEREPS fund has a yearly allocation for
research to which research centers and universities can access on a competitive basis.
28
54
Deliverable 3
5. Identificación de las tecnologías principales
5.1. Identificación de las tecnologías principales (Perú)
5.1.1.
Tecnologías para combustibles fósiles
5.1.1.1. Motor de combustión interna
Los motores de combustión interna han dominado por muchos años el mercado de lo que hoy es
conocido como generación distribuida (GD29), gracias a las aplicaciones confiables y económicas de
esta tecnología en hospitales, aeropuertos, industrias, regiones remotas, etc. La tecnología es
disponible comercialmente, los niveles de eficiencia actuales son relativamente altos –en el orden de
30 a 40%- y las principales barreras ambientales existentes en el pasado, relativas a las emisiones
atmosféricas e al nivel de ruido, han sido sensiblemente reducidas. En el Perú, tradicionalmente las
aplicaciones de esta tecnología han sido: (i) zonas rurales y aisladas, en las cuales la extensión de la
red eléctrica convencional no era factible por razones económicas y/o ambientales; y (ii)
instalaciones cuyo sistema eléctrico no puede tolerar variaciones de frecuencia, tensión así como
interrupciones en el abastecimiento. En este último caso, esta eventual calidad y confiabilidad
superior de abastecimiento a través de esta tecnología de GD justifica los costos unitarios de
producción relativamente mayores a los obtenidos a través del abastecimiento mediante la red
eléctrica. La mayor penetración de esta tecnología se dio en el periodo 1992-1993, debido a que el
país se encontraba en medio de una crisis mayor de abastecimiento de electricidad, de
aproximadamente 30% de racionamiento al mercado, como consecuencia de la presencia del
Fenómeno climatológico de El Niño30. Se certificaba que el parque generador de electricidad era
económicamente desadaptado, se encontraba en pésimas condiciones de operatividad y
mantenimiento, y dependía sustantivamente del régimen hidrológico.
Se estima que en Lima y Callao actualmente exista un total de 502 grupos diesel de emergencia,
representando una potencia instalada de 419 MW31. La Tabla 18 muestra la distribución de los
grupos diesel, según su potencia.
TABLA 18: Grupos Diesel instalados en Lima y Callao
Potencia (kW)
Número de
Potencia Total
Generadores
(kW)
50-100
74
5.454
100-250
136
24.395
250-500
112
40.650
500-1,000
82
58.025
> 1.000
98
290.423
Fuente: CENERGIA (2004).
A continuación se presenta la potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales
termoeléctricas del SEIN que emplean esta tecnología de generación.
La GD se define como el uso integrado o aislado de recursos modulares, en general de pequeña potencia, por parte
de concesionarias, consumidores y terceros en aplicaciones que benefician el sistema eléctrico y/o consumidores
específicos. Este término es análogo a otras expresiones comúnmente usadas como: autogeneración, generación in
situ, cogeneración y generación exclusiva” (Turkson & Wohlgemuth, 2001).
30 Además de la crisis severa que experimentaba el sector eléctrico debido a la falta de inversión estatal, otro factor
importante que contribuyó a la mayor diseminación de esta tecnología fue el deterioro de la infraestructura ocasionado
por el fenómeno del terrorismo. Estas unidades de generación se utilizaron generalmente como sistemas de backup.
31 Del total de 502 grupos, 341 han sido instalados en el período 1993-2000; el restante fue antes del año de 1993.
29
55
Deliverable 3
TABLA 19: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del
SEIN que emplean grupos Diesel
Rendimiento
Central
Potencia Efectiva
Promedio
Termoeléctrica
MW
kWh/galón
Piura
22,20
14,54
Chiclayo Oeste
24,10
14,22
Sullana
10,31
12,76
Paita
8,82
12,55
Pacasmayo
17,66
12,90
Chilina
45,88
13,17
Mollendo
31,46
16,27
Ilo
3,18
15,03
Calana
25,51
16,72
Dolorespata
11,83
10,07
Bellavista
3,35
12,71
Taparachi
4,48
12,88
Tumbes
18,09
18,37
Cummins
1,24
14,56
Yarinacocha
24,98
16,14
Fuente: COES SINAC (2006).
5.1.1.2. Turbina a gas
Para las instalaciones con turbinas de gas, la siguiente tabla muestra las características técnicas,
pertenecientes al SEIN.
TABLA 20: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del
SEIN que emplean turbina a gas
Rendimiento
Central
Potencia Efectiva
Promedio
Termoeléctrica
MW
kWh/galón
Chimbote
42,69
6,37
Trujillo
21,35
7,78
Piura
20,95
9,81
Santa Rosa
105,81
9,84
Santa Rosa (1)
123,30
93,83
Malacas (1)
97,35
91,59
Aguaytía (1)
165,19
86,72
Mollendo
71,02
10,20
Ilo
69,54
11,74
Malacas (1)
44,80
61,27
Ventanilla (1)
315,32
104,58
Notas: (1) El rendimiento en kWh/MPC.
Fuente: COES SINAC (2006)
5.1.1.3. Turbina de vapor
Para las instalaciones con turbinas de vapor, la siguiente tabla muestra las características técnicas,
pertenecientes al SEIN.
56
Deliverable 3
TABLA 21: Potencia efectiva y el rendimiento promedio de las centrales termoeléctricas del
SEIN que emplean turbina de vapor
Rendimiento
Central
Potencia Efectiva
Promedio
Termoeléctrica
MW
kWh/galón
San Nicolás
64,50
11,60
Ilo
150,17
10,90
Ilo (1)
141,08
2,64
Notas: (1) El rendimiento en kWh/kg.
Fuente: COES SINAC (2006)
5.1.1.4. Ciclos combinados
La central de ciclo combinado Ventanilla, propiedad de la Empresa de Generación de Energía
Eléctrica de Lima –EDEGEL32, es la única central de este tipo en el Perú y opera con gas natural
proveniente de Camisea. Con una potencia instalada de 492 MW, esta central entró en operación
comercial en octubre de 2006; su período de construcción ha sido de dos años y ha significado una
inversión de US$ 135 millones.
TABLA 22: Características Generales de la central de ciclo combinado Ventanilla
Turbina
2 turbinas de gas Siemens V84.3 A
2 calderas recuperadoras de calor
1 turbina a vapor
Potencia
Ciclo Simple 2 x 157 MW aprox.
Ciclo Combinado 160 MW TV + 25 MW
Fuego adicional aproximado
Puesta en marcha
Primera caldera: julio 2006
Segunda caldera: septiembre 2006
Fuente: EDEGEL (2006)
5.1.1.5. Costos de producción de las centrales de generación
En la figura 47 se da en forma comparativa los costos de generación de las centrales actualmente en
operación en Perú. Se puede encontrar una turbina a gas funcionando con diesel (CS diesel) de muy
baja eficiencia, y con muy altos costos de operación, hasta un ciclo combinado (CC) con costos diez
veces menores.
EDEGEL es la mayor compañía privada de generación de electricidad en el Perú. A la fecha cuenta con una potencia
efectiva total de 1.283,8 MW, de la cual 739,4 MW corresponde a potencia hidroeléctrica y 544,4 MW a potencia
termoeléctrica. EDEGEL es una subsidiaria del grupo español ENDESA.
32
57
Deliverable 3
FIGURA 47: Costos para Generar Electricidad, según tipo de tecnología y combustible
empleado a Noviembre de 2006
Fuente: OSINERG (2006)
Notas: CC: Ciclo Combinado; CV: Central a Vapor; CS: Ciclo Simple; MD: Motor Diesel
5.1.2.
Tecnologías para energía renovable
En la siguiente tabla, se da una relación de las tecnologías de energía renovable que se encuentran a
un buen nivel de desarrollo y confiables técnicamente; Las variables de factor de capacidad han sido
tomadas de informaciones de la WEA, y los parámetros económicos se encuentran dentro de los
rangos que se manejan en las instalaciones actuales a nivel mundial.
TABLA 23: Tecnologías de energía renovable
Tecnología
Solar térmico
Solar fotovoltaico
Turbinas eólicas
Hidroeléctricas
Grandes
Pequeñas
Geotérmica
Electricidad
Calor
Biomasa
Electricidad
Calor
Fuente: WEA (2000)
Factor de
capacidad
Inversión
[US$/kW]
500-1700
5000-10000
1100-1700
Costo energía
(cents
US$/kWh)
3-20
25-125
5-13
Costo potencial energía
previsto
(cents US$/kWh)
2 ó 3-10
5 ó 6-25
3-10
8-20
8-20
20-30
35-60
20-70
1000-3500
1200-3000
2-8
4-10
2-8
3-10
45-90
20-70
800-3000
200-2000
2-10
0.5-5
1 ó 2-8
0.5-5
25-80
25-80
900-3000
250-750
5-15
1-5
4-10
1-5
5.1.2.1. Fotovoltaica
El costo económico de un sistema FV de 50 Wp (basado en cotizaciones de 1000 sistemas,
incluyendo margen de venta al por menor, pero excluyendo todos los impuestos y obligaciones) se
estima en US $564. Los costos de operación y mantenimiento se muestran en el análisis económico y
financiero de un sistema representativo que se muestra en la Tabla 24. Los beneficios económicos se
basan en que el sistema FV proporcione el mismo nivel de servicio que el que se da a un cliente de la
58
Deliverable 3
red que consume 10 kWh/mes (suficiente para el alumbrado, los equipos de radio y sonido, e incluso
para TV B/N), un patrón de uso verificado en las zonas rurales. Los costos de capital incluyen los
costos de dos lámparas fluorescentes compactas de 11W. Este consumo se valoriza a la voluntad de
pago (VdP) por iluminación (US$ 1.11/kWh), y que resulta en una TER de 18.1%.
TABLA 24: Sistema fotovoltaico: análisis económico-financiero
0
1
2
4
6
8
9
10
33
Beneficios
kWh/mes
VdP
[kWh/mes]
10
10
10
10
10
10
10
[kWh/año]
120
120
120
120
120
120
120
133,2
133,2
133,2
133,2
133,2
133,2
133,2
3,9 [Soles/kWh]
1,11 [US$/año]
Costos
Costo de capital
Batería
[US$]
563,6
60 [US$]
Regulador
[US$]
Luminarias
[US$]
Mantenimiento
[US$]
total costos
[US$]
60
15
15
45
12
12
12
12
12
12
12
563,64
12,00
12,00
87,00
12,00
87,00
12,00
57,00
-564
121
121
121
46
121
46
121
Flujo económico neto
TIRE
60
18,1%
Fuente: Banco Mundial (2006).
5.1.2.2. Hidroeléctrica
TABLA 25: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas: análisis económico-financiero
Taruca
ni
Datos
Capacidad
instalada
Costo de capital
Tiempo de
construcción
costo/kW
Costo anual de
O&M
[como % del
capital]
Factor de carga
Generación
[MW]
Moche
I&II
C.
Mulato
El
Sauce
Graton Tanguche Quitara
II
csa I
Santa Santa
Rita Rosa
49
20,6
8,6
9,4
5
30,3
114,6
170
4,1
[$USm]
[años]
54,3
2
16,7
3
8,7
2
11,7
2
5,1
2
27,5
1,5
119,9
3
137,0
3
3,6
1.5
[$US]
[$USm]
1108
2,56
812
0,50
1008
0,24
1239
0,21
1029
0,13
908
0,74
1046
2,00
806
3,16
872
0,11
4,7
3,0
2,8
1,8
2,6
2,7
1,7
2,3
3,0
85.7
368
55,5
100
69,1
52
48,1
40
63,2
28
80,3
213
63,5
638
66,4
989
83,5
30
16,6
17,7
14,7
15,7
16,0
17,1
8,6
9,3
14,3
15,3
21,9
23,3
13,5
14,3
18,3
19,4
22,6
24,0
[%]
[%]
[GWh/
año]
Retornos económicos
TIRE
[%]
TIRE con
[%]
carbono
Fuente: Banco Mundial (2006).
El Banco Mundial, a través de sus actividades en el Perú, ha identificado un número importante de
pequeños sistemas hidráulicos privados que son viables y podrían aportar soluciones de bajo costo
para la electrificación rural. La Tabla 25 ilustra una muestra de proyectos identificados, el primero
33
A efectos de presentación, sólo se ha mostrado los flujos de algunos años, hasta el año 10.
59
Deliverable 3
de los cuales en Santa Rosa, se está implementando actualmente (con ventas de carbono al Fondo de
Carbono para el Desarrollo Comunitario34, CDCF por sus siglas en inglés). La mayoría tienen tasas
internas de retorno económico (TIRE) satisfactorios en el rango del 14 – 22%; solamente uno (el
Sauce) no logra cumplir con la tasa de retorno. Cuando los beneficios de la reducción de emisiones
de carbono se valoran a US$ 5/ton CO2 (el precio de compra obtenido por el proyecto Santa Rosa) la
TIRE se incrementa de 1 – 15% (Banco Mundial, 2006).
Como se muestra en la Figura 48, las TIRE estimadas se correlacionan fuertemente con el factor de
carga: las que tienen factores de carga por encima del 70% típicamente se asocian con esquemas de
irrigación que se benefician de la regulación de flujo. El Sauce tiene un bajo factor de carga, y por lo
tanto un TIRE inferior a las demás opciones.
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
Factor de carga
Ta
ru
ca
ni
M
oc
he
M
ul
at
o
El
Sa
uc
e
G
ra
Ta to n
ng
uc
he
Q
ui
t
Sa ara
nt
a
R
Sa
ita
nt
a
R
os
a
TIRE
FIGURA 48: TIRE vs. factor de carga anual
Fuente: Banco Mundial (2006)
El supuesto crucial es el de valoración del beneficio económico: los cálculos que se muestran arriba
utilizan el precio PPA35 de Santa Rosa (en base al precio de barra del sistema interconectado en la
subestación de Huacho, es decir potencia: US$ 10/kW-mes, y energía 3,86 US$ centavos/kWh pico
y 2,85/kWh fuera de pico).
5.1.2.3. Geotérmica
Las actividades de investigación geotérmica en el Perú se iniciaron en la década de los 70s, sin
embargo el desarrollo de la misma es aún incipiente debido a la prioridad otorgada a otras fuentes de
energía. En ese sentido, para impulsar esta actividad es necesario completar los estudios de base e
identificar proyectos específicos, para lo cual será de mucha utilidad contar con el apoyo de
El Banco Mundial maneja alrededor de US$ 800 millones a través de distintos fondos del carbono; además, ha
destinado importantes esfuerzos para el desarrollo del mercado del carbono, en primer lugar con la puesta en marcha
del Fondo Prototipo del Carbono (PCF, por sus siglas en inglés) con el fin de demostrar la manera de obtener
reducciones de gases de efecto invernadero eficaces en función de los costos y contribuir al mismo tiempo al desarrollo
sostenible. Más recientemente, el Banco puso en marcha una serie de fondos del carbono para ampliar el aprendizaje
por la práctica a los países pobres y abordar las fallas del mercado. El Fondo del Carbono para el Desarrollo
Comunitario (FCDC) y el Fondo del Biocarbono (BioCF) permiten a las comunidades pobres más pequeñas y rurales en
los países en desarrollo beneficiarse del financiamiento del carbono para efectos del desarrollo sostenible.
35 PPA -Power Purchase Agreement- es un contrato con plazo predefinido para compra y venta de energía entre un
productor independiente de energía y una concesionaria. El PPA especifica los términos y condiciones bajo los cuales la
energía será generada y comprada.
34
60
Deliverable 3
instituciones multilaterales o agencias de desarrollo internacionales con experiencia en la materia y
recursos técnicos y económicos disponibles.
5.1.2.4. Biomasa
Al margen del uso intenso de la leña y el bagazo (en las industrias cañeras), y en menor medida de la
bosta, yareta y carbón vegetal, no existen utilizaciones masivas de energía de biomasa moderna en
Perú. Este combustible es consumido especialmente en el sector residencial, responsable por 92%
del consumo dendroenergético, siendo casi totalmente empleado para cocción.
5.2. Identificación de las principales tecnologías (Ecuador)
En el Ecuador existen 118 centrales de energía de las cuales 42 son hidroeléctricas con 6751,8
GWh/año, 8 termoeléctricas a gas con un 2101 GWh/año, 7 termoeléctricas de gas natural , de las
cuales solo Machala Power entrega energía al mercado eléctrico mayorista con 797,15 GWh/año, 54
termoeléctricas de motores de combustión interna, de las cuales solo 16 plantas de energía eléctrica
entregan energía al mercado eléctrico mayorista con 426,73 GWh/año, 6 termoeléctricas a vapor con
1749,8 GWh/año y una planta fotovoltaica en la Isla Floreana. La energía bruta generada por las 118
centrales de energía es de 13404 GWh/año, de lo cual 6882,6 GWh/año son de centrales
hidroeléctricas representando el 51,35% de la energía bruta generada. Como podemos apreciar las
centrales de mayor aportación le dan al mercado eléctrico mayorista son las centrales hidroeléctricas
57,08%, las centrales termoeléctricas a gas 17,76% y las centrales termoeléctricas a vapor 14,79%.
Del total de 1.139 MW de una nueva generación de proyectos con contratos de concesión, 12,4 MW
son centrales eólicas (10 MW en Salinas y 2,4 MW en Galápagos), 5,71 MW son sistemas híbridos
eólico – solar (también en Galápagos), y 30,5 MW corresponden a una termoeléctrica de vapor a
partir del bagazo de caña de azúcar, en uno de los más grandes ingenios azucareros de la región
costera (Ecoelectric). El proyecto Salinas y el proyecto Galápagos de 5,71 MW tienen la expectativa
de iniciar sus operaciones en el 2007; el proyecto bagazo fue proyectado para diciembre de 2006 y el
proyecto de 2,4 MW no tiene fecha prevista (CONELEC Proyectos futuros de generación con
contratos, web de CONELEC).
Del total de los 675 MW de proyectos con licencias pero que no tienen todavía contratos, sólo el
proyecto Villonaco con 15 MW (Localizado en Loja, provincia del sur del Ecuador en el límite
fronterizo con Perú) y el proyecto Proviento en las Chinchas con 3,4 MW, también localizado en
Loja, son eólicos, el resto, corresponden a hidráulicos y térmicos. Estos dos proyectos tienen la
expectativa de firma de contrato en este año. Acorde con el OPET (2005), citando a CONELEC
como fuente, los proyectos en los ingenios azucareros de San Carlos deben generar 35 MW, 5,5 para
su consumo propio; Lucega, una compañía creada por el ingenio La Aztra, debe generar 13 MW, 1,4
para su consumo propio, y Ecoelectric 5,4 MW, con 1,1 para consumo de fábrica. Esta última
empresa, se encuentra en proceso de expansión de instalaciones.
1.2.1. Tecnologías para combustibles fósiles.
Las principales tecnologías disponibles en el país se basan en la utilización del fuel oil Nº 6 en las
plantas de vapor, gas natural en las plantas de turbinas de gas y diesel 2 y bunker en las plantas
térmicas a motores de combustión interna. Últimamente han aparecido barcazas que generan
potencia eléctrica, llenas de combustibles líquidos. No hay centrales de ciclos combinados ni
tampoco existen instalaciones de gasificación. Dado que en el país se despacha la energía eléctrica
61
Deliverable 3
según los costos de operación ascendentes de las unidades de potencia, toda la información se
encuentra en la web del manejo del mercado spot, de CENACE.
1.2.2. Tecnologías para energías renovables.
1.2.2.1. Solar térmica
No existen inventarios de las termas solares instaladas en el país. Se tienen muy pocas empresas
vendiendo e instalando termas solares en el país, y estas se encuentran en Quito. Se han verificado
instalaciones de agua caliente en casas y hoteles, y la tecnología puede considerarse de punta,
aunque no se encuentra fuertemente diseminada. Plantas de desalinización han sido instaladas pero
con resultados pocos exitosos.
1.2.2.2. Fotovoltaica
La mayor parte de las instalaciones fotovoltaicas han sido instaladas o directamente o bajo contrato
externo, por parte del Ministerio de Energía y Minas. Un inventario del MEM muestra que la mayor
parte de las instalaciones FV han sido en la Sierra, Amazonía y en Galápagos, y algo en la costa. Un
total de 107 sistemas fotovoltaicos han sido instalado directamente por la DEREE-MEM con un total
de 25,83 kWp. La población beneficiaria desde 1998 totaliza 16.390 personas. En la provincia de
Sucumbios hay 77 sistemas fotovoltaicos con un total de 24,9 kWp y 4.176 personas con electricidad
del sol. En Orellana hay 56 sistemas con 20 kWp de capacidad y con 3380 beneficiarios. En Napo
hay 68 sistemas con 24 kWp y 3800 beneficiarios.
En Pastaza hay 92 sistemas con 31,2 kWp y 5.230 beneficiarios. En Morona hay 131 sistemas con
43,9 kWp y 7585 beneficiarios. En Zamora 86 sistemas, 27 kWp y 4.645 beneficiarios. En Guayas
dos sistemas, 600 Wp y 850 beneficiarios, incluido el pueblo Cerrrito de los Morreños, un caso de
estudio de ANDENERGY, donde se han instalado 300 Wp para 500 beneficiarios. Los sistemas
energizan una computadora y suministran iluminación a la escuela. Finalmente, en Loja, hay 32
sistenas con 9,6 kWp de potencia y 1.735 beneficiarios. El total de sistemas instalados incluidos en
el inventario y no instalados por el MEM, han estado a cargo de la empresa Immecanic.
El proyecto Arajuno con fondos del PROMEC instaló 123 sistemas solares, 93 básicos y 26
standard36. Este proyecto incluye un esquema donde el distribuidor local de la compañia instaladora
tiene a cargo la operación y el mantenimiento dde los sistemas, así como el manejo económico.
También se tienen sistemas instalados por CODESO (www.codeso.org) y ONG´s que recibieron
fondos del proyecto Prodepine y otras instituciones. Ellos reportan haber instalado sistemas solares
en las comunidades de la provincia de Esmeraldas y en la región Amazónica.
1.2.2.3. Aerogeneradores
Un aerogenerador fue instalado con fondos italianos en un proyecto de cooperación entre Italia y la
Escuela Superior Politécnica del Chimborazo (ESPOCH). El sistema, ha sido sin embrago,
decomisado. Otros proyectos a ser instalados incluye la zona de Galápagos, Proyectos de Villonaco y
Proviento, a ser desarrollados en Loja.
El sistema básico incluye1 FV de 100 Wp, una 106 Ah batería, 1 regulador DC. El sistema estándar incluye dos de
100 Wp, 2 baterías de 106 Ah, 1 regulador, 1 inversor 200W.
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1.2.2.4. Hidroeléctrica
El gobierno del Ecuador está promoviendo la construcción de este tipo de centrales como ha sido
discutido en el D1 (ESPOL, CIDES).
1.2.2.5. Geotermoeléctrica
No hay instalaciones geotérmicas en el Ecuador.
1.2.2.6. Biomasa
El bagazo de la caña de azúcar siempre ha sido utilizado como combustible en los molinos de los
ingenios azucareros, y el exceso del mismo ha sido un problema sin solución. Actualmente, los
ingenios azucareros utilizan todo el bagazo para su propio consumo en sus centrales con turbinas de
vapor, y el exceso de energía viene inyectado a la red eléctrica, usando los incentivos dados por la
ley para generación con fuentes renovables. El resto, son proyectos futuros con contratos,
mayormente en los ingenios azucareros que actualmente se encuentran en expansión con sus
inversiones (como explicado en los acápites anteriores).
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CONCLUSIONES
1. En el análisis de información desarrollado, se ha encontrado que en ambos países,
Perú y Ecuador, la dependencia de las fuentes comerciales de origen fósil,
principalmente petróleo y menor grado, gas natural, es fuertemente importante en
todas las actividades económicas. Una de las razones es la de ser productores de
petróleo, con grandes reservas de gas; aún así, resulta que ambos países deben
importar petróleo o sus derivados, entre GLP, gasolina y diesel, para satisfacer las
necesidades del mercado interno.
2. El gas natural se manifiesta con grandes reservas en ambos países, pero su
utilización en el sector industrial y domestico, todavía es incipiente y en lento
crecimiento. Si se tiene en cambio, utilización del gas natural para generación
eléctrica, en instalaciones de turbina de gas.
3. Aunque para el caso del Perú las reservas probadas de carbón mineral son
importantes, su explotación es a menor escala, por lo cual, los consumidores de
esta fuente energética, deben importarlo para sus utilizaciones (generación de
energía y siderúrgica.
4. Las fuentes de energías renovables han sido poco explotadas, limitándose las
aplicaciones a proyectos pilotos desarrollados por ONG y el gobierno, con
cooperación internacional. En Perú se cuenta con mayor información de estos
proyectos, mientras que en Ecuador no se conoce de mayores experiencias
sistematizadas.
5. Una de las razones del punto anterior, es la falta de información detallada sobre el
potencial de las fuentes renovables; sólo en Perú, se tiene publicado un mapa
solar, donde se dan los valores medios de la radiación solar, en las diferentes
regiones. De mapas eólicos, cuantificación del recurso hídrico o geotérmico, no se
dispone de información específica.
6. La leña en el sector domestico, aunque en tendencia a la baja, sigue siendo un
energético importante; sobre todo en los sectores rurales, donde la oferta de
fuentes energéticas comerciales, tales como el GLP, no está disponible.
7. Dada la estadística analizada, se puede concluir que es necesario disminuir la
dependencia del petróleo y sus derivados, en algunos casos importados,
fomentando la explotación y el consumo de los recursos más abundantes. El
carbón mineral es un ejemplo; las energías renovables, principalmente la
hidroenergía, ha sido explotado en Perú y Ecuador a un bajo porcentaje de sus
potencial probado; e igualmente, la energía solar y eólica para zonas remotas
donde se dispone este recurso. El reto es la información de los potenciales, que
junto a la tecnología y normativas de promoción, pueden aumentar la cobertura
energética a zonas aisladas y mejorar la balanza comercial del petróleo.
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