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• Evolución del Mercado Eléctrico
• Política Energética
• Proyecciones (Proyectos de Generación)
• Herramientas de Implementación
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• Herramientas de Implementación
Crecimiento Medio Anual
2000-2005: 4,7%
2006-2010: 6,8%
2011: 7,9%
2012: 6,0%
Crecimiento de la oferta básicamente conGas Natural de Camisea concentrado en lazona centro del SEIN.
Crecimiento de demanda, ofertacentralizada, capacidad de transmisióninsuficiente; congestión.
La producción de energía eléctrica con
recursos hídricos el 2012 sólo representó el
54 %, mientras que el 2002 fue 88% del total.
RESUMEN AL 2012
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Garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía, que demanda el crecimiento y desarrollo socioeconómico.
Objetivo
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2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Total D2&R 448 441 1 175 1 349 1 333 2 085 2 085 2 085 765 765 765 765 765 765 765 765
Total Carbón (Sur) 141 141 141 141 141 141 141 141 141 141 0 0 0 0 0 0
Total Biomasa 23 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41
Total Gas Natural 2 661 3 227 3 714 3 811 3 811 3 798 4 280 4 474 6 182 6 182 6 182 6 585 7 167 7 167 7 298 7 298
Total Hidro 3 110 3 136 3 263 3 470 3 845 4 277 4 932 5 121 5 121 5 121 5 897 5 897 5 897 6 188 6 479 6 964
Reserva 1 074 1 325 2 238 2 107 1 814 2 290 2 927 2 904 2 839 2 508 2 796 2 849 3 017 2 879 2 854 2 875
Máx.Dem. 4 961 5 291 5 698 6 267 6 875 7 526 7 993 8 373 8 796 9 106 9 430 9 757 10 143 10 545 10 962 11 396
0
2 000
4 000
6 000
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12 000
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� En el balance se ha buscado equilibrar la participación termo e hidro enla matriz de generación, a fin de no incrementar o crear nuevos riesgos.
� Aunque así como existe el riesgo de falla del Gasoducto Camisea-Lima,también lo habrá para el Gasoducto del Sur.
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Total D2&R 448 441 1 175 1 349 1 333 1 309 1 309 1 309 765 765 765 765 765 765 765 765
Total Carbón (Sur) 141 141 141 141 141 141 141 141 141 141 0 0 0 0 0 0
Total Biomasa 23 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41
Total Gas Natural 2 661 3 227 3 714 3 811 3 811 3 798 4 280 4 474 5 794 5 794 6 182 6 585 6 876 6 876 7 298 7 298
Total Hidro 3 110 3 136 3 263 3 470 3 845 4 577 5 514 5 703 5 703 5 897 5 897 5 897 5 897 6 382 6 382 6 867
Reserva 1 074 1 325 2 238 2 107 1 814 1 814 2 733 2 710 3 033 2 896 2 796 2 849 2 726 2 782 2 757 2 778
Máx.Dem. 4 961 5 291 5 698 6 267 6 875 7 526 7 993 8 373 8 796 9 106 9 430 9 757 10 143 10 545 10 962 11 396
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� En el balance se ha buscado equilibrar la participación termo e hidro en lamatriz de generación, a fin de no incrementar o crear nuevos riesgos.
� Aunque así como existe el riesgo de falla del Gasoducto Camisea-Lima,también lo habrá para el Gasoducto del Sur.
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El consumo de GN sigue concentrado en el sector eléctrico (75%) ….
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• Proyecciones (Proyectos de Generación)
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Un sistema energético que satisface la demanda nacional de manera confiable, continua y eficiente, que promueve el
desarrollo sostenible y se soporta en la planificación y en la investigación e
innovación tecnológica continua.
Visión
Política Energética de Largo Plazo(D.S. 064-2010-EM)
Principales Lineamientos de Política Energética
1. Contar con una matriz energética diversificada, con énfasis enlas fuentes renovables y la eficiencia energética.
2. Asegurar el abastecimiento racional y sostenido decombustibles a precios competitivos.
3. Impulsar el crecimiento de redes de gas natural (Lima y en otrasRegiones del país). Asimismo, promover el desarrollo de ductosvirtuales (LNG, GNC) para zonas sin redes de gas natural.
4. Priorizar la construcción de centrales hidroeléctricas como basepara la generación eléctrica nacional.
5. Contar con reserva de generación eficiente y descentralizadaque incremente la seguridad del abastecimiento.
6. Ampliar la capacidad del sistema de transmisión que permita eldesarrollo eficiente de la generación.
1
CONFIABILIDAD
DEL SUMINISTRO
Abastecimiento
oportuno y con
adecuados
márgenes de
reserva
2
AUTOSUFICIENCIA
La oferta de energía
en el mercado interno
a partir de los
recursos propios del
país
3
PRELACION
INTERNA
Recursos para
prioridad del
mercado interno
INCREMENTAR LA SEGURIDAD ENERGÉTICA
Prioridades
Potencial en Energías Renovables // “Objetivo: Explotación estratégica”
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(1) Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú – (DGER-MINEM, BM y GEF), Marzo 2011
(2) Atlas del Potencial Eólico del Perú – (http://www.foner.gob.pe/atlaseolicolibro.asp)
(3) Battocletti, Lawrence, B& Associates, Inc (1999) “Geothermal Resources in Peru
(4) Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable en el Perú (DGER-
MINEM)
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El principal recurso energético renovable del Perú, es el hidroeléctrico.
Si bien existe importante potencial de recursos Eólicos y Solares, la generación eléctrica en base aestos recursos no ofrecen la continuidad de servicio que se requiere para fortalecer la “Seguridad deAbastecimiento” en el SEIN.
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88% 86%
76%74%75%
68%
61%63%58%58%
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20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2000
2001
2002
2003
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2005
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2009
2010
2011
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2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Estructura (%) participación del Agua en la Producción de Energía del SEIN al 2031
Diesel Residual Carbón Gas Natural Biomasa Agua
Se ha incrementado la dependencia del GN y de un solo gasoducto (Camisea-Lima). Por lo que se busca impulsar la inversión en centrales hidroeléctricas, y eldesarrollo de gasoductos hacia el Sur y Norte del país.
Desafíos
¿Por qué impulsar la Generación en Base al recurso Hídrico?
El comportamiento de laDemanda del SEIN ha idocambiando hacia un mejorfactor de carga,incrementándosenotablemente la demanda en“horas fuera de punta”.
Por el gran potencial hídricocon el que cuenta el País, queademás de ser un recursorenovable, su costo total deproducción es menor a mayorfactor de planta (mayor factor de
carga de la demanda).
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00
% MD (MW)
Hora
Día de Máxima Demanda 2001 y 2011
Dic. 2011 Dic. 2001
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
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% MD (MW)
% Hora
Curva de Duración (día de MD) 2001 y 2011
Dic. 2011 Dic. 2001
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Proyectos de Generación
en ejecución
Adicionalmente, se adjudicó (2012-05-10), a través de ProInversión, 02
unidades de Reserva Fría en
Pucallpa (40 MW) y
Puerto Maldonado (18 MW).
El 16 de mayo del 2013 Pro Inversión ha adjudicado mediante proceso de licitación, 70 MW térmicos para el
sistema aislado Iquitos.
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La inversión, es resultado de licitaciones en las que los contratosadjudicados establecen garantía de precios firmes por la energía oservicio ofertado. Contratos de largo plazo de hasta 20 años(generación) y de 30 años (transmisión).
1. Planificación de la Transmisión (Ley N� 28832)
2. Planificación de la Generación (por instrumentar)
3. Licitaciones para Transmisión (Ley N� 28832)
4. Licitaciones para Generación (Ley N� 28832, ProInversión)
5. Licitaciones de Reserva Fría (D.L. N� 1041)
6. Subastas para generación RER (D.L. N� 1002)
¿Cuáles son nuestras herramientas?
AGENDA
• Perú: Un País con Bajo Nivel de Exploración• Términos Contractuales• Estadísticas• Licitación Pública Internacional 2013 - Nueve
Lotes en Offshore• Próxima Licitación – Áreas en la Selva• Banco de Datos
AGENDA
• Perú: Un País con Bajo Nivel de Exploración• Términos Contractuales• Estadísticas• Licitación Pública Internacional 2013 - Nueve
Lotes en Offshore• Próxima Licitación – Áreas en la Selva• Banco de Datos
Perú está ubicado dentro de una de las más prolíficas tendencias de hidrocarburos en
América del Sur: “Megatendencia del Subandino”
4. Camisea y campos adyacentes de gas y condensados
2. Áreas con petróleo pesado en la Cuenca Marañón Oriental
3. Hallazgos de Hidrocarburos en la Cuenca Ucayali
1 Áreas con petróleo crudo en la Cuenca Marañón Occidental
5. Áreas con petróleo crudo ligero en las Cuencas Tumbes y Talara
Áreas con producción histórica desde hace 150 años
2
3
4
15
Marco Regional – Hallazgos de Hidrocarburos
CUENCA TALARAProducción AcumuladaPetróleo: 1,389 MMB
Producción DiariaPetróleo: 42,452 BPD
Gas Natural: 35 MMPCD
CUENCA UCAYALIProducción Acumulada
Petróleo: 33 MMBLGN: 170 MMB
Gas Natural: 0.90 TCFProducción DiariaPetróleo: 422 BPDLGN: 85,478 BPD
Gas Natural: 1,083 MMPCD
CUENCA MARAÑONProducción Acumulada
Petróleo: 992 MMBProducción Diaria
Petróleo: 25,082 BPD
Zonas de Producción de Hidrocarburos (Dic 2012)
CUENCASPozos
Exploratorios%
Talara 1,299 84.68Marañón 115 7.50
Ucayali 59 3.85Sechura 24 1.56
Tumbes - Progreso 13 0.85Santiago 7 0.46Madre de Dios 6 0.39Trujillo 4 0.26Titicaca 4 0.07Pisco 1 0.07Huallaga 1 0.00Lima 1 0.00Mollendo 0 0.00Salaverry 0 0.00Moquegua 0 0.00Bagua 0 0.00Ene 0 0.00
1,534 100.00
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Marañón
Ucayali Sechura
98% Pozos Exploratorios: 4 cuencas
Distribución de Pozos Exploratorios en 18 Cuencas
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Proved Probable Possibles Resources
579801
1.675
2.774Petróleo, MMbls
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Proved Probable Possibles Resources
627 509 414
2.515
0,05,0
10,015,020,025,030,035,040,045,050,0
Proved Probable Possibles Resources
12,79,0 8,0
48,6
Gas Natural, TPC
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Proved Probable Possibles Resources
3.323 2.783 3.346
13.396
GNL, MMbls
Hidrocarburos Totales, MM Bpe
Fuente: DGH – MINEM, 2012
Reservas de Hidrocarburos del Perú a Diciembre 2012
4.0
2.7
1.2 1.2 1.1 1.1
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Arg Ven Bras Bol Peru Colom
Bpc/d
Producción
*
Reservas(TPC)
200
Venezuela
Colombia
Argentina
Brasil
Perú*
8.7
12.5
12.7
13.2
Bolivia9.94
����
����
����
����
����
����
Gas Natural en América del Sur
3
8
3
8
17
8
6
453
2
9
10
1112
139
250Km
(155millas)
Descubrimientos en los Últimos Años
TYPE OF HC N°
PL – Petróleo Liviano 5
PP – Petróleo Pesado 3
GC - Gas / Condensados 8
GNC - Gas No Convencional 1
CUENCA AÑO TIPO DE HC
1. Marañón 2005 PL2. Talara 2005 PL3. Marañón 2005 PP4. Marañón 2006 PP5. Marañón 2006 PP6. Ucayali Sur 2007 GC7. Talara 2007 PL8. Talara 2008 Gas9. Ucayali Sur 2005 GC10. Ucayali Norte 2009 GNC11. Ucayali Sur 2010 GC12. Ucayali Sur 2011 GC13. Ucayali Sur 2011 GC14. Ucayali Sur 2012 GC15. Ucayali Sur 2012 GC16. Ucayali 2012 PL17. Talara 2012 PL
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