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Contribución de las grandes centrales hidroeléctricas en la nueva matriz energética

del Perú del Perú

Lima, 12 de octubre de 2010

Dirección General de Electricidad

http://www.minem.gob.pe/

1. La limitación a 2ºC de la elevación de la temperatura global exige unarevolución en materia de energía de baja emisión de carbono

2. La eficiencia energética ofrece las mayores posibilidades para recortaremisiones

3. Nuevos mecanismos de financiación serán esenciales para lograr uncrecimiento con baja emisión de carbono

4.

Perspectiva energética mundial1


4. El gas natural desempeñará un papel fundamental sea cual sea el panoramapolítico

5. El gas no convencional cambia el panorama en Norteamérica y en otras partesdel mundo

1 Fuente: World Energy Outlook 2009

Producción de Energia Eléctrica por fuentes Mercado Internacional

Fuente: EIA - 2008

NivelEstratégico

Sub Sector Energía

Plan Estratégico SectorialNivel

Estratégico

Sub Sector Energía

Plan Estratégico Sectorial

Jerarquía de Planes Sectoriales

3


NivelIntermedio

NivelOperacional

Plan Nacional de Energía

Planes ReferencialesPRE-2008, PRH

Plan de TransmisiónPlanes de Distribución

Planes Privados

NivelIntermedio

NivelOperacional

Plan Nacional de Energía

Planes ReferencialesPRE-2008, PRH

Plan de TransmisiónPlanes de Distribución

Planes Privados

El Sector Energético en el Presente

4


Nota:

PJ: Peta Joule, 1 PJ = 277 GWh

1: Después de pasar por los Centros de Transformació n y/o descontadas las pérdidas.

2: La Biomasa representa el 52% del total de la Ener gías Renovables, es decir, 93 PJ.

Gas Natural

31%

Carbón y

Bagazo*

3%

Situación Actual - Electricidad

Demanda SEIN (2009)/1: 4 322 MW

Producción SEIN (2009)/1: 29 956 GW.h

Clientes(2009)/2: 4,9 Millones

Producción del SEIN (2009) /1

Hidro

63%

31% 3%

Residual

2%

Diesel 2

1%

Otros

6%

(*) Incluye la producción de energía de la C.T. Paramonga durante sus pruebas ( 1 831 MW.h)

5


Líneas Sistema Interconectado

220 kV /2: 5 714 km

138 kV /2: 4 057 km

/1 Fuente: COES, no incluye Ecuador. Incluye Poechos y Curumuy./2 Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Evolución de la Producción de Energía Eléctrica por fuentes 2003 – 2008Mercado Eléctrico Nacional

85%76% 74% 75%

68%

6%

7% 8%15% 26%

31%

5%13% 15%

7%3% 3%3%

3%4%

4%

3% 5%

Diesel y Residual

Carbon

Gas Natural

Agua74%68%

61%

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Agua

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Diesel y Residual∆ Anual : 6.7%

Carbón ∆ Anual : 1.1%

Gas Natural∆ Anual : 50.3%

Hidroenergía ∆ Anual : 0.5%

30 575 GW.h

21 361 GW.h

Generación de Energía Eléctrica por fuente 2004 - 2009

Generación de energía por fuente al 2004 Mercado Eléctrico

Gas natural10%

Hidroenergía76% Diesel y residual

9%

Carbón5%

63%

9%3%

5% 3%

70%

80%

90%

100%

Sustitución de diesel, residual y carbón por gas natural

TOTAL COES 2004 : 21 903,1 GW.h

Generación de energía por fuente al 2009 Mercado Eléctrico

Gas Natural32%

Hidroenergía63%

Diesel y residual4%

Carbón3%

TOTAL COES 2009 : 29 807,1 GW.h

10%

31%

76%

63%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2004 2009

Elaboración: MEM/DGE/EPE

20.76%

0.14%

0.19%0.39%

Hidro

Gas

SIMULACIÓN EN EL LARGO PLAZO: PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2008

8


78.52%

Carbón

Residual

Diesel

Generación de Energía Eléctrica con gas natural por central 2004 - 2010

Presentación

Ing. Alfredo Sausa- DGE/EPE

Producción mensual de Energía Eléctrica con Gas Nat ural

600 000

800 000

1 000 000

C.T. Santa Rosa (Camisea)

C.T. Chilca1 (Camisea)

C.T. Kallpa (Camisea)

C.T. Oquendo (Camisea)

Elaboración: MEM/DGE/EPE

-

200 000

400 000

Ene

-04

Mar

-04

May

-04

Jul-0

4

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep

-05

Nov

-05

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7

Sep

-07

Nov

-07

Ene

-08

Mar

-08

May

-08

Jul-0

8

Sep

-08

Nov

-08

Ene

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-0

9

Sep

-09

Nov

-09

Ene

-10

Mar

-10

May

-10

Jul-1

0

C.T. Aguaytia C.T. Malacas C.T.Ventanilla C.T. Sta Rosa C.T. Chilca1 C.T. Kallpa C.T. Oquendo CT.Las Flores

C.T. Aguaytía

C.T. M alacas

C.T. Ventanilla (Camisea)

4 322 MW

6%

8%

11%

6%7%3 000

3 500

4 000

4 500

5 000M

W

8%

10%

12%

Var

iaci

ón a

nual

(%

)

Evolución de la Máxima Demanda en el SEIN (MW)

5%

2%

2%

4%

2%

6%

3%

6% 6%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

0%

2%

4%

6%

Var

iaci

ón a

nual

(%

)

Evolución de inversiones ejecutadas 1995 - 2009

Crecimiento sostenido de las inversiones

Fuente: Empresas Electricas del Sector

Estacionalidad de las centrales eléctrico por tipo de recurso(Potencia Promedio)

Potencia promedio Año 2008

1 400

1 600

1 800

Pot

enci

a P

rom

edio

Des

pach

ada

(MW

)

Centrales Hidroeléctricas Centrales Termoeléctricas

0

200

400

600

800

1 000

1 200

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Pot

enci

a P

rom

edio

Des

pach

ada

(MW

)

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

A partir de diciembre del 2012, con la puesta en serviciode 26 proyectos de tecnología hídrica, eólica, solar ybiomasa, la generación de energía con recursosrenovables aportará 1 886,6 GW.h/año, como resultadode la Subasta efectuada el 12 de febrero del 2010.

Generación eléctrica con recursos renovables

de la Subasta efectuada el 12 de febrero del 2010.

Demanda Requerida

Potencia Energía Potencia Energía

(MW) (MWh) (MW) (GWh)

1 Hidro 500,0 162,3 999,3

2 Eólica 320,0 142,0 571,0

3 Biomasa 813,0 27,4 143,3

4 Solar 181,0 80,0 172,9

500,0 1 314,0 411,7 1 886,6

60,02

(US$/MWh)

Precio

Tope

74,0

Precio Medio

Adjudicado

(US$/MWh)

TecnologíaItem

Oferta Adjudicada

110,0

120,0

269,0

80,36

63,45

221,09

81,20

Oferta Prevista en el Mediano Plazo

15


Incremento de la Oferta Incremento de la Oferta 2008 2008 -- 20132013

Año deOperación

ProyectoPotencia

MW

Potencia acumulada

MWCH Platanal (En construcción) 220CH Santa Cruz 6CH La Joya 10CH Poechos II (ampliación) 10 246CT GN Chilca1 G3 CS 193CT GN KALLPA G2 CS 192Traslado CT GN Mollendo 73Traslado CT GN Calana 26CT Oquendo 30 415CT Santa Rosa 188CT Atocongo 40CT GN Las Flores G1 192CT GN Kallpa G3 CS 192 612CT Nueva Esperanza 135CT Fenix 340CT San Nicolás 170C Eólicas 50 695

2009

2010

2011

2009 2010 2011 2012 2013

(*) No se considera en el total la potencia de la CT Mollendo y CT Calana

C Eólicas 50 695CH Machupicchu 100CH La Virgen 64 164CT Nueva Esperanza 45CT Fenix 170CT Las Flores 192CT San Nicolás 90CC Kallpa 280CC Enersur 271Eólicas 50 1098CH Pucará 162CH Santa Teresa 92CH Quitaracsa 112CH Santa Rita 130CH Chaglla 360 856CT Quillabamba 150CT Las Flores 192CT Ilo 176CT Chimbote 170C Eólicas 50 738

4 824 (*)

2012

2013

Total acumulado 2009 - 2013

2009 2010 2011 2012 2013CH 37% - - 13% 54%CT 63% 100% 100% 87% 46%

Total 100% 100% 100% 100% 100%

Potencial Hidroeléctrico Nacional

El MINEM hizo una evaluación rigurosa de los recursos hídricos (1979). El inventario se concentró en proyectos hidroeléctricos de mayor envergadura. Se determinó 543 proyectos hidroeléctricos en todo el territorio del país.

Zona %

Vertiente del Pacífico 29 256 13 063 * 45%

PHN Teórico (MW)

PHN Técnico (MW)


El mayor potencial se ubica en la cuenca del Atlántico.

Al mes de noviembre de 2008 se otorgó concesiones definitivas o temporales que ascienden a 5796 MW (alrededor del 10% del potencial hidroeléctrico).

Vertiente del Pacífico 29 256 13 063 * 45%Vertiente del Atlántico 176 287 45 341 26%

Alta Montaña (sobre los 1000 msnm) 22 520

Amazonía (bajo los 1000 msnm) 22 821

Vertiente del Titicaca 564 0%

Total 206 107 58 404 28%

* Sin obras de transvase a la costa, el PHN Técnico de la vertiente del Pacífico se reduciría a unos 10,000 MW.


176 287

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

200 000P

oten

cial

(M

W)


29 25645 341

13 063

0

20 000

40 000

60 000

Pacíf ico Atlántico

Vertiente

Pot

enci

al (

MW

)

PHN Teórico PHN Técnico


• El interés de los agentes sigue las tendencias históricas focalizándose más en proyectos localizados en cuencas costeras occidentales ubicados cerca de los principales centros de carga.


• Los proyectos de las cuencas del Amazonas tienden a ubicarse lejos de los centros de consumo con dificultades de acceso.


El Potencial Hidroeléctrico aprovechado al mes de noviembre de 2009 es de 4,8%:

Ubicación hidrológica Capacidad existente (MW) Potenc ial técnico (%)Cuencas del Pacífico 1263 9,7


Cuencas del Amazonas 1563 3,4Cuenca del TiticacaTotal 2826 4,8

C.H RENTEMA

1,525 MW

C.H MANSERICHE

7,550 MW1,525 MW

C.H CUMBA 4

825 MWC.H

CHADIN 2 C.H TAMBO-

C.H CHAGLLA

444 MW

Importantes proyectos hidroeléctricos

Potencia : 11 430 MW

Número de Proyectos: 15

21


C.H INA 200

1,355 MW

C.H URUB 320

942 MW

CHADIN 2 600 MWC.H

BALSAS 915 MW

C.H TAMBO-P..PRADO.620 MW C.H

PACHIZAPANGO

1379 MWC.H MAN 270

286 MWC.H GUITARRA220 MWC.H CUQUIPAMP

A800 MW

C.H VIZCATAN750 MW

C.H SUMABENI1074 MW

Número de Proyectos: 15

De un total técnicamente aprovechable de más de 60 GW hidráulicos

SISTEMA AISLADO TARAPOTO-MOY

SISTEMA AISLADO BAGUA JAEN

INTEGRACIÓN ENERGÉTICA CON BRASILZONA NORTE

MEDIO

ZONA NORTE


22

Ubicación de las futuras centrales de interés

SISTEMA AISLADO PTO. MALDONADO

INTEGRACIÓN AL SEIN

ZONA SUR

ZONA CENTRO

POLO HIDROENERGÉTICO6 000 MW

Conclusiones

• Se ha demostrado que la principal fuente de producción de electricidad es la hidroelectricidad; sin embargo a pesar de que se lograra desarrollar su eventual potencial, en el largo plazo no se llegaría a cubrir los requerimientos de demanda con esta fuente;

• Se espera mayor desempeño en la gestión del Estado como promotor,


• Se espera mayor desempeño en la gestión del Estado como promotor, regulador y planificador;

• Es necesario enfrentar el desafío de desarrollar importantes proyectos hidroeléctricos de las cuencxas orientales.

Muchas gracias

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Muchas gracias


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