Visión general de la situación y perspectivas del sector energético regional y mundial.

1. Panorama Energético Mundial y Nacional
Principales Tendencias Mundiales y Regionales
en el Mercado de la Energía
Ing. Eduardo Zolezzi
Ex-Regulador del Sector Energía de Perú
Consultor Principal del Banco Mundial
Director de Osiptel, Organismo Regulador de las Telecomunicaciones
Lima, 13 de Enero de 2014

2. Tendencias Energéticas Mundial y Regional
Contenido
 Contexto Energético Mundial
 Contexto Subregional: Brasil, Chile,
Colombia
 Contexto Energético Nacional
 Economía y Energía: Visión Estratégica

3. Contexto Energético Mundial
 Cambio Climático por efecto del aumento de las emisiones de
gases de efecto invernadero.
 Aumento del consumo de energía, principalmente de aquella
proveniente de los combustibles fósiles.
 USA ha aumentado su producción de petróleo y después de
décadas de prohibición se discute la exportación.
 Reciente (y creciente) explotación de grandes recursos de gas
natural no convencional (causando baja de precios y su
desacoplamiento respecto a los precios del petróleo)
 Crisis económica de las grandes economías occidentales.

4. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero

5. Ranking de Países por Emisiones CO2 - 2010
1481608
1481608
127. Perú: 0.54
54. Perú: 15,702
Total de emisiones
de CO2 por quema
de combustibles, en
miles de toneladas
de carbón (en 2010)
2,259,856
1,481,608
547,811
474,714
319,257
Emisiones de CO2
per cápita por quema
de combustibles, en
toneladas de carbón
(en 2010)
4.71
1.68
0.45

6. Rango Variación de Temperatura por CC
Meta: 2° C (no más de 450 ppm de CO2 en atmósfera)

7. Población Mundial al 2040
Al 2040 el 75% de la población mundial estará
localizada en el Asia Pacífico y en África

8. Consumo de Energía Primaria por Tipo – 2012

9. Demanda de Energía Primaria al 2035 (Mtoe)
80/82
?
2010
Demanda por Regiones al 2035 Porcentaje de Crecimiento
China es el principal motor del incremento de demanda de
energía en la presente década

10. Intensidad Energética Residencial 2010-2040
80/82
?
2010

11. Producción y Consumo de Petróleo (106 barriles/día)

12. Producción y Consumo de GN - 2012 (109 m3)

13. Producción de “Shale” Gas en USA - 2012
Producción Mensual en
Diferentes Campos 2007 a
2012, en 109 píes3 por día

14. Producción de Petróleo y Gas en USA
Producción Quinquenal de Petróleo y
GN 1980 a 2035, en millones de
barriles equivalentes de petróleo por día
Petróleo Convencional
Petróleo no Convencional
Gas Natural Convencional
Gas Natural no Convencional

15. Precios del Gas Natural en Henry Hub

16. Aumento Generación Eléctrica por Renovables
La expansión de renovables no hidro va a depender de los subsidios, que serían
más del doble al 2035. La adición de mayor generación eólica y solar va tener
implicancias en el diseño de mercados y en los costos.

17. Contexto Energético Regional
 Brasil: Importantes Recursos Petrolíferos
 Brasil: Importantes Recursos Hidroeléctricos
 Brasil: Limitaciones de generación Eléctrica
 Chile: Limitaciones Energéticas
 Chile: Política Energética
 Colombia: Situación Energética
 Colombia: Composición Energética 2012
 Colombia: Situación del Gas Natural
 Colombia: Política Energética
 Comparación de Precios de la Electricidad
 Signos de Nueva Transición Energética Regional

18. Brasil: Importantes Recursos Petrolíferos
 Petrobras ha producido 2.4 millones de barriles de petróleo
por día (bpd) el 2012 en Brasil, y espera el mismo nivel de
producción el 2013 (un 7% proveniente de pre sal).
 El 2016 se espera una producción 3 millones de bpd y 3.4
millones de bpd el 2017. Para el 2020 se espera llegar a 5.2 bpd,
de los cuales el 50% proveniente de los campos pre sal.
Volúmenes Recuperables Tupi e Iracena

19. Brasil: Importantes Recursos Hidroeléctricos

20. Brasil: Limitaciones en Generación
 Ante la falta de plantas hidroeléctricas con embalse, como
consecuencia de las crecientes restricciones ambientales, el
sistema se vuelve más frágil.
 El gobierno estudia tener subastas especiales de generación
térmica por tipo de combustible, con base a carbón local o
importado, y separadamente con gas natural. Estas plantas
operarían en base.
 Se han endurecido las condiciones para la energía eólica pues su
aporte a la confiabilidad no ha sido el que se esperaba. La
energía firme de las eólicas, que se consideraba el percentil 50 de
la generación anual, pasa al percentil 10; y pagarán la
transmisión adicional que requieran.
 Se estima que el precio de la generación eléctrica continúe su
tendencia al alza en el futuro.

21. Chile: Limitaciones Energéticas
 Chile tiene una alta dependencia energética para cubrir su
demanda interna; un 78% proviene de importaciones.
 Los principales recursos para la producción de electricidad han
sido históricamente la hidráulica, el carbón, el gas natural y el
petróleo. Solo la hidroelectricidad es fuente nativa.
 Al año 2030 se espera un consumo de energía eléctrica de 136
TWh y una máxima demanda de 20 GW. A futuro la matriz
eléctrica se compondrá de centrales a carbón, hidroeléctricas y de
energías renovables no convencionales.

22. Chile: Política Energética
 Desarrollo del potencial hidroeléctrico en gran escala,
particularmente el proveniente de la zona sur de Chile.
 Interconectar los sistemas centro y norte grande, estableciendo la
“autopista eléctrica nacional” (en marzo de 2013, Panel de
Expertos rechazó la interconexión como proyecto público)
 Asegurar el suministro de gas natural estableciendo suficiente
capacidad de regasificación en el país (Mejillones, Quintero,
Talcahuano)
 Apoyar la interconexión eléctrica y gasífera regional.
 Un programa nuclear de potencia (PNP) sería un “seguro
estratégico” que permitiría garantizar el suministro energético
futuro, a partir de mediados de la década de 2020.

23. Colombia: Situación Energética
 La producción total de energía primaria alcanzó en 2009 las
1.176.897 Tcal (5.5% de crecimiento anual en el periodo 1975-
2009). El 40.2% de la producción primaria la aportó el carbón
mineral; el 28.7% el petróleo; y, en tercer lugar, el gas natural
participó con el 23.6%. O sea, 92.5% no renovable y sólo 7.5%
de fuentes renovables (en 1975 el 29% era renovable).
 La oferta interna de energía primaria alcanzó en 2009 las 372.391
Tcal. O sea que la oferta interna representó ese año el 32% de la
producción. El 76.2% de la oferta interna proviene de fuentes no
renovables y el 23.8% restante por renovables.
 El principal componente es el petróleo (43.2%); seguido del gas
natural (22.6%); y, en tercer lugar, la hidroenergía (11.3%). El
carbón mineral aporta sólo el 10,4%; ya que exporta importantes
volúmenes.

24. Colombia: Composición Energética 2012
Oferta de Energía Primaria
Consumo de Energía

25. Colombia: Situación del Gas Natural
Reservas Totales a
Dic. 2011: 6.6 TCF
 Probadas 5.4 TCF
 Probables 0.65 TCF
 Posibles 0.51 TCF
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
Ene-11
Jul-11
Ene-12
Jul-12
Ene-13
Jul-13
Ene-14
Jul-14
Ene-15
Jul-15
Ene-16
Jul-16
Ene-17
Jul-17
Ene-18
Jul-18
Ene-19
Jul-19
Ene-20
Jul-20
Ene-21
Jul-21
MPCD
Total Oferta Total Demanda 6,19
7,49
7,19
6,69
7,21
7,53 7,35
7,08 7,28
8,46
7,06
6,63
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Años
TPC
Reservas R/P

26. Colombia: Política Energética
 Promover de modo pro-activo y como Política de Estado el
desarrollo integral del sector del carbón.
 Diversificación de fuentes de oferta de gas natural para lograr el
objetivo de seguridad y confiabilidad de suministro de gas en
función del mercado interno.
 La matriz de generación eléctrica en el mediano y largo plazo
debe ser diversificada y tener complementariedad térmica-
hidráulica.
 La integración energética regional es altamente deseable.
Fortalece la seguridad de abastecimiento y también maximiza el
aporte del sector energético a la economía (gasoducto a
Centroamérica, interconexiones eléctricas con Panamá y Ecuador,
mercados de GNL en Ecuador y Centroamérica, etc.)

27. Comparación Precios de la Electricidad
Precio Promedio Consumo Residencial Mensual de 125 kWh - 2012
8.29
16.22
16.71
6.47
14.28
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Brasil
Chile
Colom
bia
Ecuador
Perú
CéntimosdeUS$/kWh
Comercial Industrial
30 65 125 300 1,000 50,000 500,000
Brasil 4.83 6.69 8.29 11.44 14.50 11.33 9.96
Chile 19.23 17.10 16.22 15.66 15.39 14.64 10.92
Colombia 8.57 10.72 16.71 19.66 23.60 19.69 15.29
Ecuador 4.71 5.81 6.47 9.10 8.71 8.09 6.04
Perú 12.99 13.10 14.28 13.84 13.62 9.35 7.57
Brasil 6.29 8.77 10.91 15.12 - 18.36 11.82
Chile 17.81 16.34 15.73 15.35 15.15 17.60 11.23
Colombia 5.16 6.19 10.17 11.97 14.36 14.37 14.35
Ecuador 4.71 5.81 6.47 9.10 8.71 8.95 6.17
Perú 10.31 10.36 11.26 10.90 10.72 15.47 5.61
Consumos Residencial
Dic. 2012
País
Precios Internacionales Promedios de la Electricidad (céntimos de US$/kWh)
Dic. 2008
Fecha
Precio Promedio Consumo Industrial Mensual de 500 MWh - 2012
9.96
10.92
15.29
6.04
7.57
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Brasil
Chile
Colom
bia
Ecuador
Perú
CéntimosdeUS$/kWh

28. Signos de Nueva Transición Energética Regional
 El boom del gas de esquisto en Estados Unidos ha puesto de cabeza los
flujos regionales de GNL. Los EE.UU. ahora tiene el potencial de ser un
importante exportador de gas natural, en lugar del principal importador.
 La integración energética regional se encuentran ahora en una encrucijada.
La producción de las reservas de gas de esquisto en Argentina, Brasil y
México, y los nuevos descubrimientos de reservas tradicionales en Brasil y
Uruguay, puede hacer que estos países sean autosuficientes en gas natural.
 Las crecientes preocupaciones ambientales sobre el desarrollo hidroeléctrico
y la amplia disponibilidad de gas natural en la región , elimina gran parte del
incentivo económico para la integración energética en varios países.
 Al mismo tiempo que estas tendencias trabajan en contra de una mayor
integración energética, la integración económica está ganando apoyo
político. Este renovado interés en el comercio regional tendrá también su
impacto en la integración energética.

29. Contexto Energético Nacional
 Importantes recursos energéticos, tanto de fuentes renovables
de energía como fósiles “limpios” (el GN)
 Crecimiento significativo de la demanda energética.
 Producción decreciente de petróleo y obsolescencia de la
infraestructura de refinación.
 Limitaciones en el uso y la infraestructura de transporte y
distribución del gas natural.
 Falta de claridad sobre el futuro desarrollo de los recursos
renovables de energía, principalmente las hidroeléctricas.
 Creciente dificultad para implementar los proyectos.
 Legislación y regulación sectorial madura (¿envejecida?)
 Importante participación del sector público en la distribución
de energía eléctrica, con un manejo empresarial ineficiente.

30. Potencial Hidroeléctrico de Perú
Evaluación Estudio HidroGIS 2011
Evaluación Cooperación Alemana 1973

31. Potencial Eólico de Perú – VientoGIS 2009

32. Radiación y Potencial Solar de Perú

33. Reservas, Volúmenes y Producción de GN y Líquidos
Total: 401,169 MMPC

34. Consumo de GN 2004-2012 y Dic. 2012

35. Producción de Petróleo
Evolución de la Producción Fiscalizada de Petróleo (2007-2012)
28.1 28.0
25.9
26.5
25.4
24.4
22.0
23.0
24.0
25.0
26.0
27.0
28.0
29.0
Año 2007 Año 2008 Año 2009 Año 2010 Año 2011 Año 2012
MillonesdeBarriles

36. Consumo Promedio Mensual de Combustibles 2008-2012
164.35 170.10
181.27
200.59
207.45
0
50
100
150
200
250
2008 2009 2010 2011 2012
Año
MBPD
Consumo de Combustibles

37. Consumo de Energía Eléctrica 2001-2012
Consumo de Enegía Eléctrica (incluido auto-generación)
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Año
Gigavatios-Hora
Sistema Auto Gen.
Consumo de Energía por Clase de Usuario - 2012 (GWh)
789.6
2%
7,954.3
24%
6,961.7
21%
17,881.6
53%
Industrial Comercial Residencial Alumbrado

38. Energía y Economía: Visión Estratégica
 Déficit de Hidrocarburos/Combustibles Líquidos
 Cierre de la Brecha de Cobertura Eléctrica
 Seguridad de Suministro de Electricidad
 Planificación Hidroeléctrica: Pendiente
 Fuentes Renovables de Energía: No Tocar
 Importación – Exportación: Pendiente
 Planeamiento Sectorial Integral: No Definido
 Marco Institucional y Regulatorio: Pendiente
 Rol empresarial del Estado: Pendiente

39. Déficit de Hidrocarburos/Combustibles Líquidos
El déficit de hidrocarburos y combustibles líquidos es creciente.
Por otra parte, hay siete refinerías de petróleo.
De las cuales, Talara y La Pampilla concentran el 96% de la
capacidad de refinación de crudo.
Problema: Creciente importación de crudo y de combustibles.
Talara y La Pampilla requieren una inversión importante para su
modernización y ampliación. Reducción contenido de azufre.
Solución Pública: Reiniciar licitación de lotes y repotenciar Petroperú
en explotación y refinación (¿será rentable con un costo de $3,400
millones?). El futuro de La Pampilla es incierto.

40. Cierre de la Brecha de Cobertura Eléctrica
Aún después de varios años de alta inversión
en el sector, en el 2013 hay unos 3.85 millones
de personas, principalmente en las zonas
rurales predominantemente pobres del Perú,
que no tienen acceso a la electricidad (o a otras
formas modernas de energía).
Problema: Con 63% de cobertura en las zonas
rurales y 87% a nivel nacional, la tasa de
electrificación del Perú es una de las más bajas
de AL.
Nacional Rural
Solución Pública: Seguir con el programa de electrificación rural
(subsidio directo a la inversión) y hacer una gran licitación de
fotovoltaicos para cubrir las zonas no accesibles a extensión de redes
(modelo de remuneración garantizada con tarifa socializada)

41. Seguridad de Suministro de Electricidad
La máxima demanda en el 2012 fue 5,291 MW y la generación
de energía fue 40,941 GWh. El crecimiento promedio del
consumo de electricidad en los últimos cinco años ha sido
6.3% anual. A este mismo ritmo en los próximos cinco años
necesitaremos incorporar unos 2,500 MW nuevos (incluyendo
pérdidas y reserva de 20%).
El Problema: La nueva generación enfrenta desafíos
crecientes para su implementación (la licencia social y
ambiental es más compleja, en particular para las
hidroeléctricas). Por otra parte, el suministro de gas natural no
está completamente asegurado y la distribución geográfica de
la nueva generación tiene que ser mejor balanceada.

42. Licitación de Proinversión: Seguridad Energética
Solución Pública: Proinversión licitará concesión para
dotar “ la infraestructura necesaria que permita contar
con un Sistema de Seguridad Energética conforme lo
define la Ley 29970; así como, transportar hidrocarburos
desde Anta-Cusco, hasta la costa sur del país,
coadyuvando así al desarrollo energético y al Polo
Petroquímico en dicha zona, entre otros.”
“Las empresas encargadas de implementar los proyectos
de suministro de gas natural y líquidos de gas natural para
el afianzamiento de la seguridad energética, en el marco de
la Ley N° 29970, pueden ser beneficiarias del Mecanismo
de Ingresos Garantizados.”
“La suma actualizada de los Ingresos Garantizados
Anuales, considerando la tasa de descuento señalada en el
contrato de concesión, debe permitir la recuperación del
costo del servicio en el período de recuperación.”
¿Será Posible Autofinanciarse?

43. Licitación de Proinversión: Igual a Camisea/TGP
“Los Ingresos Garantizados Anuales son cubiertos mediante: a) los
recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte,
cuando corresponda; b) los recursos pagados por los concesionarios
de los sistemas de transporte existentes y que operen en paralelo (en
forma de “loop”) al nuevo sistema, de acuerdo a la capacidad utilizada;
y c) los ingresos provenientes del cargo adicional al peaje del Sistema
Principal de Transmisión, denominado “Cargo por Afianzamiento de
la Seguridad Energética.”
“Durante la etapa preoperativa de los proyectos señalados en el
numeral 4.1 anterior, la recaudación por aplicación del Mecanismo de
Ingresos Garantizados es efectuada por el concesionario del Sistema
actualmente existente y transferida al concesionario del nuevo
proyecto, de acuerdo con lo que establezca el Ministerio de Energía y
Minas. Tales transferencias se consideran como un pago a cuenta de la
retribución garantizada que cobra el concesionario.”

44. Planeamiento Hidroeléctrico: Pendiente
Es esencial que el sector público ejerza un rol activo en la
planificación y promoción hidroeléctrica.
Las actividades de planeamiento hidroeléctrico están asociadas a
tres funciones principales orientadas a incrementar las opciones
de desarrollo y promover la competencia:
 El fortalecimiento de la información básica para la
identificación y preparación de proyectos;
 La promoción de proyectos a través de estudios de pre-
inversión y estableciendo un banco de proyectos
hidroeléctricos; y
 El diseño de las subastas de energía para garantizar la
expansión de la generación y cubrir la demanda de largo
plazo.

45. Fuentes Renovables de Energía: No Tocar
Perú tiene una legislación moderna de promoción de las energías
renovables y es uno de los países de la región que ha incorporado
un importante nivel de generación de este origen, a pesar de
tener fuentes tradicionales limpias de generación eléctrica.
Sin embargo, hay que señalar que este tipo de promoción en
países como el Perú, con muy pequeña huella de carbono, no
debe realizarse elevando innecesariamente el costo de la energía
al consumidor o usando indiscriminadamente subsidios cruzados
forzados.
En otros países estos subsidios se pueden justificar
económicamente, ya sea por tener limitadas fuentes energéticas o
para promocionar una potencial industria local, condiciones que
no se dan en el caso de Perú.

46. Importación – Exportación: Pendiente
En principio, la interconexión de los sistemas eléctricos
presenta una serie de ventajas técnicas y económicas,
principalmente por las economías de escala y la utilización de
recursos complementarios y la diversidad de demandas que
pueden existir; por lo tanto en general es recomendable
examinar las posibilidades de interconexión con los sistemas de
otros países. Sin embargo, hay que tener muy presente que en
estos mecanismos debe primar el interés nacional, en particular
cuando se tiene recursos energéticos autóctonos económicos.
Hay que tomar siempre en cuenta que no resulta razonable que
un sistema deje de servir a su propia demanda para exportar, o
aumentar los costos de la electricidad a los clientes de un país
que tiene recursos energéticos propios, con el propósito de
exportar energía a otro país.

47. Planeamiento Sectorial Integral: No Definido
La reforma del sector definió el papel del sector público,
limitándolo básicamente a la legislación, la regulación, la
supervisión y la promoción de los sectores de energía y minería.
Aunque el planeamiento (referencial) sigue siendo una función
del MEM, esta función está dispersa y desagregada, no cuenta
con los recursos técnicos, humanos y económicos necesarios,
deviniendo en poco relevante en la toma de decisiones sobre el
uso de los recursos y la expansión en el sector.
Hay que implementar un marco de planeamiento sectorial
integral, que responda mejor a la demanda nacional para el
desarrollo económico y social, a los recursos disponibles y al
mercado energético en el corto, mediano y largo plazo. Hay que
institucionalizar el planeamiento energético, preferiblemente en
una unidad especializada independiente.

48. Marco Institucional y Regulatorio: Pendiente
El sector está muy activo tratando de evitar una potencial crisis
de oferta y otros problemas, proponiendo legislaciones ad-hoc
que no solucionan las deficiencias y mas bien han introducido
distorsiones en el sistema regulatorio y han transferido los
potenciales impactos económicos y financieros de todas estas
medidas, directa o indirectamente, a los consumidores de
electricidad.
Es necesario avanzar en una agenda institucional y regulatoria
del sector que corrija adecuadamente las actuales deficiencias y
apunte a una modernización del sector después de 20 años de
realizada la reforma. Dos áreas que requiere reformas urgentes
son el sistema de concesiones para el desarrollo hidroeléctrico y
la regulación de la distribución.

49. Rol Empresarial del Estado: Pendiente
La gobernanza corporativa de la mayoría de las Empresas
Públicas (EP) es generalmente muy débil, o inexistente en la
práctica. Hay dos problemas fundamentales: (i) Los políticos y
los oficiales de gobierno no actúan como accionistas normales
que ralizan y administran sus inversiones de acuerdo a la
rentabilidad esperada, sino que muchas veces utilizan a la EP
para fines no comerciales; y (ii) los gobiernos tienen que hacer
frente a un conflicto de intereses al actuar, por un lado, como
definidor de políticas, promotor de inversiones y regulador; y
por el otro, como gestor de empresas; tareas que muchas veces
son incompatibles.
Por lo tanto, hay que redefinir el rol del Estado en la propiedad
de las EP y la participación del FONAFE en la gestión/gerencia
de las empresas del sector de energía.

50. Muchas Gracias por su Atención
Vista de Sudamérica de noche desde el espacio (NASA 2012)