1. Contribución de las grandes centrales
hidroeléctricas en la nueva matriz energética
del Perúdel Perú
Lima, 12 de octubre de 2010
Dirección General de Electricidad
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2. 1. La limitación a 2ºC de la elevación de la temperatura global exige una
revolución en materia de energía de baja emisión de carbono
2. La eficiencia energética ofrece las mayores posibilidades para recortar
emisiones
3. Nuevos mecanismos de financiación serán esenciales para lograr un
crecimiento con baja emisión de carbono
4.
Perspectiva energética mundial1
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4. El gas natural desempeñará un papel fundamental sea cual sea el panorama
político
5. El gas no convencional cambia el panorama en Norteamérica y en otras partes
del mundo
1 Fuente: World Energy Outlook 2009

3. Producción de Energia Eléctrica por fuentes
Mercado Internacional
Fuente: EIA - 2008

4. Nivel
Estratégico
Sub Sector
Energía
Plan Estratégico
SectorialNivel
Estratégico
Sub Sector
Energía
Plan Estratégico
Sectorial
Jerarquía de Planes Sectoriales
3
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Nivel
Intermedio
Nivel
Operacional
Plan Nacional de
Energía
Planes Referenciales
PRE-2008, PRH
Plan de Transmisión
Planes de Distribución
Planes Privados
Nivel
Intermedio
Nivel
Operacional
Plan Nacional de
Energía
Planes Referenciales
PRE-2008, PRH
Plan de Transmisión
Planes de Distribución
Planes Privados

5. El Sector Energético en el Presente
4
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Nota:
PJ: Peta Joule, 1 PJ = 277 GWh
1: Después de pasar por los Centros de Transformación y/o descontadas las pérdidas.
2: La Biomasa representa el 52% del total de la Energías Renovables, es decir, 93 PJ.

6. 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 laproducción de energíade la C.T. Paramongadurante suspruebas( 1 831 MW.h)
5
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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

7. Evolución de la Producción de Energía Eléctrica por fuentes 2003 – 2008
Mercado 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

8. Generación de Energía Eléctrica por fuente 2004 - 2009
Generación de energía por fuente al 2004
Mercado Eléctrico
Gas natural
10%
Hidroenergía
76%
Diesel y residual
9%
Carbón
5%
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 Natural
32%
Hidroenergía
63%
Diesel y residual
4%
Carbón
3%
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

9. 20.76%
0.14%
0.19%
0.39%
Hidro
Gas
SIMULACIÓN EN EL LARGO PLAZO: PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2008
8
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78.52%
Carbón
Residual
Diesel

10. Generación de Energía Eléctrica con gas natural por central 2004 - 2010
Presentación
Ing. Alfredo Sausa- DGE/EPE
Producción mensual de Energía Eléctrica con Gas Natural
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-04
Sep-04
Nov-04
Ene-05
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Mar-08
May-08
Jul-08
Sep-08
Nov-08
Ene-09
Mar-09
May-09
Jul-09
Sep-09
Nov-09
Ene-10
Mar-10
May-10
Jul-10
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. Malacas
C.T. Ventanilla
(Camisea)

11. 4 322 MW
6%
8%
11%
6%
7%
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000MW
8%
10%
12%
Variaciónanual(%)
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%
Variaciónanual(%)

12. Evolución de inversiones ejecutadas 1995 - 2009
Crecimiento sostenido de
las inversiones
Fuente: Empresas Electricas del
Sector

13. Estacionalidad de las centrales eléctrico por tipo de recurso
(Potencia Promedio)
Potencia promedio Año 2008
1 400
1 600
1 800
PotenciaPromedioDespachada(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
PotenciaPromedioDespachada(MW)

15. MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
A partir de diciembre del 2012, con la puesta en servicio
de 26 proyectos de tecnología hídrica, eólica, solar y
biomasa, la generación de energía con recursos
renovables aportará 1 886,6 GW.h/año, como resultado
de 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

16. Oferta Prevista en
el Mediano Plazo
15
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17. Incremento de la OfertaIncremento de la Oferta
20082008 -- 20132013
Año de
Operación
Proyecto
Potencia
MW
Potencia
acumulada
MW
CH Platanal (En construcción) 220
CH Santa Cruz 6
CH La Joya 10
CH Poechos II (ampliación) 10 246
CT GN Chilca1 G3 CS 193
CT GN KALLPA G2 CS 192
Traslado CT GN Mollendo 73
Traslado CT GN Calana 26
CT Oquendo 30 415
CT Santa Rosa 188
CT Atocongo 40
CT GN Las Flores G1 192
CT GN Kallpa G3 CS 192 612
CT Nueva Esperanza 135
CT Fenix 340
CT San Nicolás 170
C 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 50 695
CH Machupicchu 100
CH La Virgen 64 164
CT Nueva Esperanza 45
CT Fenix 170
CT Las Flores 192
CT San Nicolás 90
CC Kallpa 280
CC Enersur 271
Eólicas 50 1098
CH Pucará 162
CH Santa Teresa 92
CH Quitaracsa 112
CH Santa Rita 130
CH Chaglla 360 856
CT Quillabamba 150
CT Las Flores 192
CT Ilo 176
CT Chimbote 170
C Eólicas 50 738
4 824 (*)
2012
2013
Total acumulado 2009 - 2013
2009 2010 2011 2012 2013
CH 37% - - 13% 54%
CT 63% 100% 100% 87% 46%
Total 100% 100% 100% 100% 100%

18. 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)
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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.

19. Potencial Hidroeléctrico Nacional
176 287
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
160 000
180 000
200 000
Potencial(MW)
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29 256
45 341
13 063
0
20 000
40 000
60 000
Pacífico Atlántico
Vertiente
Potencial(MW)
PHN Teórico PHN Técnico

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

21. Potencial Hidroeléctrico Nacional
El Potencial Hidroeléctrico aprovechado al mes de noviembre de 2009 es de 4,8%:
Ubicación hidrológica Capacidad existente (MW) Potencial técnico (%)
Cuencas del Pacífico 1263 9,7
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Cuencas del Amazonas 1563 3,4
Cuenca del Titicaca
Total 2826 4,8

22. C.H
RENTEMA
1,525 MW
C.H
MANSERICHE
7,550 MW
1,525 MW
C.H CUMBA
4
825 MW
C.H
CHADIN 2 C.H TAMBO-
C.H CHAGLLA
444 MW
Importantes proyectos
hidroeléctricos
Potencia : 11 430 MW
Número de Proyectos: 15
21
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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
PACHIZAPANG
O
1379 MWC.H MAN
270
286 MWC.H
GUITARRA
220 MWC.H
CUQUIPAMP
A
800 MW
C.H
VIZCATAN
750 MW
C.H
SUMABENI
1074 MW
Número de Proyectos: 15
De un total técnicamente
aprovechable de más
de 60 GW hidráulicos

23. SISTEMA AISLADO
TARAPOTO-MOY
SISTEMA AISLADO
BAGUA JAEN
INTEGRACIÓN
ENERGÉTICA CON
BRASILZONA NORTE
MEDIO
ZONA NORTE
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22
Ubicación de las
futuras centrales de
interés
SISTEMA AISLADO PTO.
MALDONADO
INTEGRACIÓN AL
SEIN
ZONA SUR
ZONA CENTRO
POLO
HIDROENERGÉTICO
6 000 MW

24. 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,
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• 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.

25. Muchas gracias
24
Muchas gracias
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