�ES REALMENTE APROVECHADO EL GAS
NATURAL EN EL PER�?
ESTUDIO DE SU UTILIZACI�N Y COMPETITIVIDAD
ESTUDIO DE SU UTILIZACI�N Y COMPETITIVIDAD
Francisco Daniel Porles Ochoa
Ingeniero Mec�nico de la Pontificia Universidad Cat�lica del Per�. Certificado en Gesti�n de la Energ�a (Certified Energy Manager, CEM) por la Asociaci�n de Ingenieros de la Energ�a (AEE, U.S.A). Maestr�a en Energ�a por la Universidad Nacional de Ingenier�a UNI, Per�. Profesional Senior con m�s de 18 a�os de experiencia en el sector upstream de la industria de petr�leo, gas y en Planeamiento Energ�tico en el Ministerio de Energ�a y Minas del Per�. Actualmente Gerente T�cnico y de Servicios en MAD Energy. Profesor de la Universidad de Ingenier�a y Tecnolog�a UTEC (Especialidad de Gas Natural – Departamento de Ingenier�a de la Energ�a). Cursa estudios de Doctorado en Administraci�n Estrat�gica de Empresas (DBA) por CENTRUM PUCP y Maastricht School of Management (MSM) de Holanda. fporles@utec.edu.pe
Recibido: 23/03/2019 y Aceptado: 26/11/2019
ENERLAC. Volumen III. N�mero 2. Diciembre, 2019 (44-71).
Ingeniero Mec�nico de la Pontificia Universidad Cat�lica del Per�. Certificado en Gesti�n de la Energ�a (Certified Energy Manager, CEM) por la Asociaci�n de Ingenieros de la Energ�a (AEE, U.S.A). Maestr�a en Energ�a por la Universidad Nacional de Ingenier�a UNI, Per�. Profesional Senior con m�s de 18 a�os de experiencia en el sector upstream de la industria de petr�leo, gas y en Planeamiento Energ�tico en el Ministerio de Energ�a y Minas del Per�. Actualmente Gerente T�cnico y de Servicios en MAD Energy. Profesor de la Universidad de Ingenier�a y Tecnolog�a UTEC (Especialidad de Gas Natural – Departamento de Ingenier�a de la Energ�a). Cursa estudios de Doctorado en Administraci�n Estrat�gica de Empresas (DBA) por CENTRUM PUCP y Maastricht School of Management (MSM) de Holanda. fporles@utec.edu.pe
Recibido: 23/03/2019 y Aceptado: 26/11/2019
ENERLAC. Volumen III. N�mero 2. Diciembre, 2019 (44-71).
RESUMEN
Hoy el mundo se encuentra en medio de una transformaci�n energ�tica hacia un sistema energ�tico sostenible, donde el gas natural representa el “combustible puente1” para este importante desaf�o. El presente trabajo examina el grado de aprovechamiento del gas natural en los diferentes sectores econ�micos del Per� en los �ltimos 15 a�os: generaci�n el�ctrica, transporte, industria, residencial y comercial. Los resultados muestran que la masificaci�n del gas natural iniciado desde el 2004 ha logrado una penetraci�n significativa s�lo en el sector el�ctrico, donde en el 2016 el consumo final de gas natural alcanz� una participaci�n del 71.5%. Sin embargo, en los sectores transporte, residencial y comercial alcanzaron un 6.7%, 0.3% y 0.24% respectivamente. Se concluye que el Per� dispone de suficiente gas natural para acompa�ar una transici�n energ�tica por varias d�cadas y este importante recurso no debe ser visto �nicamente como una competencia para las energ�as renovables, sino como un recurso que se complementa perfectamente con ellas.
Palabras clave: Gas Natural, Masificaci�n, Transici�n Energ�tica, Energ�as Renovables, Complementariedad, Cambio Clim�tico, Sostenibilidad, Per�.
ABSTRACT
The world is facing an energy transformation today, a transition from an energy system dominated by fossil fuels to a sustainable energy system where natural gas is considered a “bridge fuel2”. This paper examines the role played by natural gas in Peru, the evolution of utilization in different economic sectors and the degree of massification of this resource achieved in the last decade in residential and commercial sectors. The results show that the utilization of natural gas in Peru, starter since 2004, has not achieved significant coverage, except for electric sector where it reached in 2016, a share of 71.5% in final natural gas consumption. In residential and commercial sectors, it only reached 0.3% and 0.24% respectively, and 6.7% in transport sector. Finally, it is concluded that Peru has enough natural gas to accompany the energy transition for several decades. Therefore, this resource should not be seen only as a competition for renewable energies, but as a resource that perfectly complements them.
Keywords: Natural Gas, Consumption, Energy Transition, Renewable Energy, Complementary, Climate Change, Sustainability, Peru.
Hoy el mundo se encuentra en medio de una transformaci�n energ�tica hacia un sistema energ�tico sostenible, donde el gas natural representa el “combustible puente1” para este importante desaf�o. El presente trabajo examina el grado de aprovechamiento del gas natural en los diferentes sectores econ�micos del Per� en los �ltimos 15 a�os: generaci�n el�ctrica, transporte, industria, residencial y comercial. Los resultados muestran que la masificaci�n del gas natural iniciado desde el 2004 ha logrado una penetraci�n significativa s�lo en el sector el�ctrico, donde en el 2016 el consumo final de gas natural alcanz� una participaci�n del 71.5%. Sin embargo, en los sectores transporte, residencial y comercial alcanzaron un 6.7%, 0.3% y 0.24% respectivamente. Se concluye que el Per� dispone de suficiente gas natural para acompa�ar una transici�n energ�tica por varias d�cadas y este importante recurso no debe ser visto �nicamente como una competencia para las energ�as renovables, sino como un recurso que se complementa perfectamente con ellas.
Palabras clave: Gas Natural, Masificaci�n, Transici�n Energ�tica, Energ�as Renovables, Complementariedad, Cambio Clim�tico, Sostenibilidad, Per�.
ABSTRACT
The world is facing an energy transformation today, a transition from an energy system dominated by fossil fuels to a sustainable energy system where natural gas is considered a “bridge fuel2”. This paper examines the role played by natural gas in Peru, the evolution of utilization in different economic sectors and the degree of massification of this resource achieved in the last decade in residential and commercial sectors. The results show that the utilization of natural gas in Peru, starter since 2004, has not achieved significant coverage, except for electric sector where it reached in 2016, a share of 71.5% in final natural gas consumption. In residential and commercial sectors, it only reached 0.3% and 0.24% respectively, and 6.7% in transport sector. Finally, it is concluded that Peru has enough natural gas to accompany the energy transition for several decades. Therefore, this resource should not be seen only as a competition for renewable energies, but as a resource that perfectly complements them.
Keywords: Natural Gas, Consumption, Energy Transition, Renewable Energy, Complementary, Climate Change, Sustainability, Peru.
INTRODUCCI�N
La energ�a se ha convertido en un recurso muy valorado y crucial del siglo XXI, fundamental para el desarrollo econ�mico y el progreso humano (Abu-Rayash & Dincer, 2019; WEF, 2018). En la actualidad, el sistema energ�tico mundial depende en un 85.5% de los combustibles f�siles, esta dependencia var�a en diferentes pa�ses, entre 32.1% y 100% (Ediger, 2019). Seg�n los autores Ediger, Hoşg�r, S�rmeli y Tatıdil (2007), quienes desarrollaron un �ndice de sostenibilidad para los combustibles f�siles (FFSI, por sus siglas en ingl�s), basados en estos �ndices concluyen que los pa�ses dependientes de la importaci�n del petr�leo est�n destinados a padecer sobrecostos y, por ende, a una balanza comercial negativa debido a pol�ticas energ�ticas ineficientes.
El Per� es uno de los 193 pa�ses miembros de la Organizaci�n de las Naciones Unidas (ONU) que aprobaron en el 2015 la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, la cual contempla 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (en adelante ODS). El Objetivo 7 que corresponde a la lucha contra el cambio clim�tico y el acceso universal a una energ�a asequible, segura, sostenible y moderna, es el que interesa como parte del objetivo de la presente investigaci�n y, es relevante toda vez que seg�n la ONU (2016), la energ�a representa alrededor del 60% del total de emisiones de gases de efecto invernadero a nivel mundial, por tanto la reducci�n de la intensidad de las emisiones de di�xido de carbono (en adelante, CO2) provenientes de la energ�a, es un objetivo a largo plazo relacionado con la lucha contra el cambio clim�tico.
El presente trabajo examina el rol que le tocar�a al gas natural en el Per� en un contexto mundial de transici�n energ�tica sostenible hacia fuentes de energ�a bajas en carbono abordando las siguientes preguntas: Siendo el gas natural el recurso energ�tico f�sil menos contaminante con el que dispone el pa�s �C�mo podr�a contribuir el gas natural a alcanzar el objetivo 7 (ODS)? �C�mo estar�a conformada la estructura de la oferta de gas natural para cubrir la demanda final de este recurso en los sectores residencial y comercial, industrial, transporte y generaci�n el�ctrica? �Cu�l ser�a el rol del gas natural en un contexto de alta penetraci�n de las energ�as renovables? �Se cuenta con suficientes reservas probadas de gas natural que soporte una mayor expansi�n de la masificaci�n del gas natural?
El art�culo se estructura de la siguiente manera: la primera secci�n describe el enfoque actual a nivel mundial respecto a la transici�n energ�tica, explorando diferentes definiciones formuladas en el �mbito de la investigaci�n acad�mica sobre este fen�meno mundial. La siguiente secci�n explora el papel del gas natural como recurso energ�tico de transici�n a nivel mundial y su complementariedad con las energ�as renovables para la generaci�n el�ctrica. Posteriormente, se explica el proceso de masificaci�n de gas natural llevado a cabo en el Per� y analiza la disponibilidad de reservas de gas, as� como la infraestructura energ�tica desarrollada para llevar adelante esta masificaci�n a nivel nacional tanto para el mercado local como para el mercado externo. Luego se presenta un an�lisis detallado basado en las estad�sticas energ�ticas del Per� de la producci�n de gas natural como energ�a primaria y secundaria, as� como su utilizaci�n en los diferentes sectores de consumo final. Se complementa el an�lisis de la secci�n anterior, comparando la competitividad del gas natural con las fuentes de energ�a de mayor contaminaci�n ambiental usadas en el Per�, con las cuales compite en diferentes sectores de consumo del pa�s. Finalmente, se plantea algunas conclusiones relevantes.
La energ�a se ha convertido en un recurso muy valorado y crucial del siglo XXI, fundamental para el desarrollo econ�mico y el progreso humano (Abu-Rayash & Dincer, 2019; WEF, 2018). En la actualidad, el sistema energ�tico mundial depende en un 85.5% de los combustibles f�siles, esta dependencia var�a en diferentes pa�ses, entre 32.1% y 100% (Ediger, 2019). Seg�n los autores Ediger, Hoşg�r, S�rmeli y Tatıdil (2007), quienes desarrollaron un �ndice de sostenibilidad para los combustibles f�siles (FFSI, por sus siglas en ingl�s), basados en estos �ndices concluyen que los pa�ses dependientes de la importaci�n del petr�leo est�n destinados a padecer sobrecostos y, por ende, a una balanza comercial negativa debido a pol�ticas energ�ticas ineficientes.
El Per� es uno de los 193 pa�ses miembros de la Organizaci�n de las Naciones Unidas (ONU) que aprobaron en el 2015 la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, la cual contempla 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (en adelante ODS). El Objetivo 7 que corresponde a la lucha contra el cambio clim�tico y el acceso universal a una energ�a asequible, segura, sostenible y moderna, es el que interesa como parte del objetivo de la presente investigaci�n y, es relevante toda vez que seg�n la ONU (2016), la energ�a representa alrededor del 60% del total de emisiones de gases de efecto invernadero a nivel mundial, por tanto la reducci�n de la intensidad de las emisiones de di�xido de carbono (en adelante, CO2) provenientes de la energ�a, es un objetivo a largo plazo relacionado con la lucha contra el cambio clim�tico.
El presente trabajo examina el rol que le tocar�a al gas natural en el Per� en un contexto mundial de transici�n energ�tica sostenible hacia fuentes de energ�a bajas en carbono abordando las siguientes preguntas: Siendo el gas natural el recurso energ�tico f�sil menos contaminante con el que dispone el pa�s �C�mo podr�a contribuir el gas natural a alcanzar el objetivo 7 (ODS)? �C�mo estar�a conformada la estructura de la oferta de gas natural para cubrir la demanda final de este recurso en los sectores residencial y comercial, industrial, transporte y generaci�n el�ctrica? �Cu�l ser�a el rol del gas natural en un contexto de alta penetraci�n de las energ�as renovables? �Se cuenta con suficientes reservas probadas de gas natural que soporte una mayor expansi�n de la masificaci�n del gas natural?
El art�culo se estructura de la siguiente manera: la primera secci�n describe el enfoque actual a nivel mundial respecto a la transici�n energ�tica, explorando diferentes definiciones formuladas en el �mbito de la investigaci�n acad�mica sobre este fen�meno mundial. La siguiente secci�n explora el papel del gas natural como recurso energ�tico de transici�n a nivel mundial y su complementariedad con las energ�as renovables para la generaci�n el�ctrica. Posteriormente, se explica el proceso de masificaci�n de gas natural llevado a cabo en el Per� y analiza la disponibilidad de reservas de gas, as� como la infraestructura energ�tica desarrollada para llevar adelante esta masificaci�n a nivel nacional tanto para el mercado local como para el mercado externo. Luego se presenta un an�lisis detallado basado en las estad�sticas energ�ticas del Per� de la producci�n de gas natural como energ�a primaria y secundaria, as� como su utilizaci�n en los diferentes sectores de consumo final. Se complementa el an�lisis de la secci�n anterior, comparando la competitividad del gas natural con las fuentes de energ�a de mayor contaminaci�n ambiental usadas en el Per�, con las cuales compite en diferentes sectores de consumo del pa�s. Finalmente, se plantea algunas conclusiones relevantes.
TRANSICI�N ENERG�TICA EN EL MUNDO
En la actualidad la industria y la sociedad est�n intr�nsecamente vinculadas a la producci�n, distribuci�n y consumo de energ�a, lo que en su conjunto conforman un “sistema energ�tico”. Estos sistemas energ�ticos son complejos y forman parte vital de la econom�a de cada pa�s y comprenden diversos stakeholders, diferentes recursos energ�ticos y todos los sectores demandantes de energ�a (Figura 1). A nivel mundial, dichos sistemas energ�ticos est�n experimentando cambios significativos y r�pidos impulsados por fuerzas, tales como la innovaci�n tecnol�gica, cambios en los patrones de consumo, la din�mica en el suministro y cambios en las pol�ticas energ�ticas. Asimismo, el desarrollo econ�mico, la innovaci�n tecnol�gica y el cambio en las pol�ticas son factores determinantes para las transiciones energ�ticas (WEF, 2018; Cherp, Vinichenko, Jewell, Brutschin, & Sovacool, 2018). En consecuencia, la transici�n energ�tica tiene repercusiones en los negocios, en las pol�ticas energ�ticas y en el comportamiento del consumidor (WEF, 2018). Es por ello fundamental dirigir con cuidado la transformaci�n hacia un sistema energ�tico que en el futuro ofrezca un equilibrio �ptimo entre los tres imperativos del “Tri�ngulo Energ�tico” propuesto por el Foro Econ�mico Mundial (en adelante WEF, por sus siglas en ingl�s): a) desarrollo y crecimiento econ�mico, b) acceso universal a un suministro seguro y confiable, y c) sostenibilidad ambiental. Este enfoque es coincidente con el “Trilema Energ�tico” propuesto por el Consejo Mundial de la Energ�a (en adelante WEC, por sus siglas en ingl�s), como objetivos para lograr la sostenibilidad ambiental y conformado por tres dimensiones: a) seguridad energ�tica, b) equidad energ�tica (proporcionar a los hogares suministros de energ�a que sean accesibles y asequibles) y c) sostenibilidad ambiental. Estos tres objetivos (trilema) conllevan complejas interrelaciones entre actores p�blicos y privados, gobiernos y reguladores, factores sociales y econ�micos, recursos nacionales, preocupaciones ambientales y comportamientos de los consumidores (WEC3).
En la actualidad la industria y la sociedad est�n intr�nsecamente vinculadas a la producci�n, distribuci�n y consumo de energ�a, lo que en su conjunto conforman un “sistema energ�tico”. Estos sistemas energ�ticos son complejos y forman parte vital de la econom�a de cada pa�s y comprenden diversos stakeholders, diferentes recursos energ�ticos y todos los sectores demandantes de energ�a (Figura 1). A nivel mundial, dichos sistemas energ�ticos est�n experimentando cambios significativos y r�pidos impulsados por fuerzas, tales como la innovaci�n tecnol�gica, cambios en los patrones de consumo, la din�mica en el suministro y cambios en las pol�ticas energ�ticas. Asimismo, el desarrollo econ�mico, la innovaci�n tecnol�gica y el cambio en las pol�ticas son factores determinantes para las transiciones energ�ticas (WEF, 2018; Cherp, Vinichenko, Jewell, Brutschin, & Sovacool, 2018). En consecuencia, la transici�n energ�tica tiene repercusiones en los negocios, en las pol�ticas energ�ticas y en el comportamiento del consumidor (WEF, 2018). Es por ello fundamental dirigir con cuidado la transformaci�n hacia un sistema energ�tico que en el futuro ofrezca un equilibrio �ptimo entre los tres imperativos del “Tri�ngulo Energ�tico” propuesto por el Foro Econ�mico Mundial (en adelante WEF, por sus siglas en ingl�s): a) desarrollo y crecimiento econ�mico, b) acceso universal a un suministro seguro y confiable, y c) sostenibilidad ambiental. Este enfoque es coincidente con el “Trilema Energ�tico” propuesto por el Consejo Mundial de la Energ�a (en adelante WEC, por sus siglas en ingl�s), como objetivos para lograr la sostenibilidad ambiental y conformado por tres dimensiones: a) seguridad energ�tica, b) equidad energ�tica (proporcionar a los hogares suministros de energ�a que sean accesibles y asequibles) y c) sostenibilidad ambiental. Estos tres objetivos (trilema) conllevan complejas interrelaciones entre actores p�blicos y privados, gobiernos y reguladores, factores sociales y econ�micos, recursos nacionales, preocupaciones ambientales y comportamientos de los consumidores (WEC3).
Figura 1. Principales actores
que conforman un sistema energ�tico.
Fuente: Adaptado de WEF (2018).
En los �ltimos a�os es cada vez m�s relevante en el �mbito acad�mico el
significado e impacto de la “transici�n energ�tica”. Meckling y Hughes
(2018) afirman que a nivel mundial la industria demandante de energ�a
se est� transformando a medida que los pa�ses invierten en tecnolog�as
limpias a fin de enfrentar el cambio clim�tico, mejorar la seguridad
energ�tica y fortalecer la competitividad nacional. A este proceso de
transformaci�n de los sistemas energ�ticos, estos autores lo denominan
“transici�n hacia las energ�as limpias”. Para otros investigadores la
transici�n energ�tica es entendida como el cambio de un r�gimen de
energ�a f�sil finito, contaminante y que induce al cambio clim�tico, a
un r�gimen sostenible, limpio, neutral en el clima y renovable, el cual
es un proyecto socio-tecnol�gico muy grande y complejo (Geets, 2018).
Grubler, Wilson, y Nemet (2016) definen transici�n energ�tica “como un
cambio en el estado de un sistema de energ�a en lugar de un cambio
tecnol�gico individual o solamente un cambio en el tipo de combustible
a emplearse” (p.2). En el presente estudio se utiliza la definici�n
propuesta por WEF (2018) que plantea el t�rmino “transici�n energ�tica
efectiva” y la define como:
“la transici�n oportuna hacia un sistema energ�tico global m�s inclusivo, sostenible, asequible y seguro que brinde soluciones a los desaf�os globales relacionados con la energ�a, creando valor para las empresas y la sociedad sin comprometer el equilibrio del tri�ngulo energ�tico” (p.10).
El panorama energ�tico est� cambiando r�pidamente, con implicaciones de gran impacto para las industrias y dem�s actores energ�ticos (Figura 1). Sin embargo, si bien la transformaci�n de los sistemas energ�ticos es r�pida en ciertas partes del mundo (Europa, por ejemplo), la velocidad de la transici�n energ�tica a nivel mundial es a�n incierta (Fattouh, Poudineh, & West, 2018). Por otro lado, los principales objetivos de una pol�tica global en un contexto de transici�n energ�tica con bajas emisiones de CO2 deben incluir el crecimiento econ�mico, un suministro seguro de energ�a y la mitigaci�n de los efectos del cambio clim�tico (Santoyo-Castelazo & Azapagic, 2014). Asimismo, la evaluaci�n del desarrollo sostenible de los sistemas energ�ticos debe incluir las dimensiones ambientales, econ�micas y sociales. Hoy por hoy, en el mundo el desarrollo sostenible de estos sistemas es cada vez m�s importante para los formuladores y tomadores de decisi�n de pol�ticas p�blicas. (Abu-Rayash & Dincer, 2019; Santoyo-Castelazo & Azapagic, 2014).
“la transici�n oportuna hacia un sistema energ�tico global m�s inclusivo, sostenible, asequible y seguro que brinde soluciones a los desaf�os globales relacionados con la energ�a, creando valor para las empresas y la sociedad sin comprometer el equilibrio del tri�ngulo energ�tico” (p.10).
El panorama energ�tico est� cambiando r�pidamente, con implicaciones de gran impacto para las industrias y dem�s actores energ�ticos (Figura 1). Sin embargo, si bien la transformaci�n de los sistemas energ�ticos es r�pida en ciertas partes del mundo (Europa, por ejemplo), la velocidad de la transici�n energ�tica a nivel mundial es a�n incierta (Fattouh, Poudineh, & West, 2018). Por otro lado, los principales objetivos de una pol�tica global en un contexto de transici�n energ�tica con bajas emisiones de CO2 deben incluir el crecimiento econ�mico, un suministro seguro de energ�a y la mitigaci�n de los efectos del cambio clim�tico (Santoyo-Castelazo & Azapagic, 2014). Asimismo, la evaluaci�n del desarrollo sostenible de los sistemas energ�ticos debe incluir las dimensiones ambientales, econ�micas y sociales. Hoy por hoy, en el mundo el desarrollo sostenible de estos sistemas es cada vez m�s importante para los formuladores y tomadores de decisi�n de pol�ticas p�blicas. (Abu-Rayash & Dincer, 2019; Santoyo-Castelazo & Azapagic, 2014).
PARTICIPACI�N DEL GAS NATURAL EN LA
MATRIZ ENERG�TICA MUNDIAL
A medida que ha ido aumentando la demanda mundial de energ�a, el gas natural ha ido desempe�ando un papel estrat�gico e importante en el suministro global de energ�a (Economides & Wood, 2009). Esto se aprecia en la Figura 2 y la Tabla 1 de la Agencia Internacional de Energ�a (IEA4, por sus siglas en ingl�s), donde a nivel mundial (entre los a�os 1990 y 2016) el gas natural ha tenido un crecimiento sostenido en su consumo (en Gtoe), proporcionando en la actualidad el 22% de la energ�a utilizada en todo el mundo, representando casi el 25% en la generaci�n el�ctrica y convirti�ndose adem�s en materia prima crucial para la industria.
A medida que ha ido aumentando la demanda mundial de energ�a, el gas natural ha ido desempe�ando un papel estrat�gico e importante en el suministro global de energ�a (Economides & Wood, 2009). Esto se aprecia en la Figura 2 y la Tabla 1 de la Agencia Internacional de Energ�a (IEA4, por sus siglas en ingl�s), donde a nivel mundial (entre los a�os 1990 y 2016) el gas natural ha tenido un crecimiento sostenido en su consumo (en Gtoe), proporcionando en la actualidad el 22% de la energ�a utilizada en todo el mundo, representando casi el 25% en la generaci�n el�ctrica y convirti�ndose adem�s en materia prima crucial para la industria.
Figura 2. Evoluci�n del
suministro de energ�a primaria a nivel mundial para el per�odo
1990-2016.
Fuente: IEA. Recuperado de
https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Energy%20supply&
indicator=TPESbySource&mode=chart&dataTable=BALANCES.
Nota: no se considera flujos de electricidad ni calor. Unidad energ�tica (Gtoe) corresponde a giga toneladas equivalentes de petr�leo.
Nota: no se considera flujos de electricidad ni calor. Unidad energ�tica (Gtoe) corresponde a giga toneladas equivalentes de petr�leo.
Seg�n Economides y Wood (2009), a nivel mundial el gas natural est�
notoriamente destinado a desempe�ar un papel clave en los desarrollos
energ�ticos futuros y para ayudar a lograr los dos objetivos
energ�ticos m�s importantes para el siglo XXI, como son el proporcionar
suministros y servicios sostenibles de energ�a necesarios para el
desarrollo social y econ�mico y reducir a nivel global los impactos
negativos en el clima y medio ambiente.
En el sector el�ctrico, un gas natural econ�mico proporciona una ruta de transici�n a bajo costo respecto a otros combustibles f�siles con mayor contenido de CO2 como el carb�n y el petr�leo (Littell, 2017). Asimismo, muchas investigaciones examinan y evidencian la complementariedad casi perfecta entre el gas natural y las energ�as renovables para la autogeneraci�n el�ctrica (Alabdulwahab, Abusorrah, Zhang, & Shahidehpour, 2015; IGU, 2015; Lee, Zinaman, Logan, Bazilian, Arent, & Newmark, 2012; Giannakoudis, Papadopoulos, Seferlis, & Voutetakis, 2010; NREL & JISEA, 2012; Sharif, Almansoori, Fowler, Elkamel, & Alrafea, 2014). Seg�n IGU (2015), el gas natural es considerado una fuente de energ�a complementaria para la energ�a e�lica y solar, impulsando una mayor adopci�n de las energ�as limpias y contribuyendo a lograr una econom�a baja en carbono. Su versatilidad, precio y caracter�sticas de rendimiento, convierten al gas natural en el mejor combustible para asociarse con la energ�a e�lica y solar. Por tanto, tal como lo afirma el ex presidente del International Gas Union (2012-2015), J�r�me Ferrier5:
“el gas natural y las energ�as renovables, que se complementan casi a la perfecci�n tanto para la generaci�n y el almacenamiento de electricidad como para la inyecci�n de biog�s en tuber�as, deber�an ser los dos pilares fundamentales de una pol�tica energ�tica global a largo plazo sostenible y respetuosa con el medio ambiente”.
El gas natural tambi�n presenta una gran complementariedad con el biog�s acondicionado (tambi�n denominado “biometano”), el cual es un portador de energ�a renovable con gran potencial para diversificar y descarbonizar el gas natural, dado que es factible inyectar biog�s a las redes de transporte y distribuci�n de gas natural a fin de mejorar la calidad del gas distribuido (el cual es denominado despu�s del blended, “green gas”), obteni�ndose as� grandes beneficios en t�rminos de reducci�n de emisiones de CO2 para su uso final en los sectores residencial, comercial y principalmente el transporte (Aryal & Kvist, 2018; Cucchiella, D’Adamo, Gastaldi, & Miliacca, 2018; IGU & Eurogas, 2015; Feofilovs, Gravelsins, Pagano, & Romagnoli, 2019; Fubara, Cecelja, & Yang, 2018; Hoo, Hashim, & Ho, 2018; van Basshuysen, 2016; Urban, 2013).
En el sector el�ctrico, un gas natural econ�mico proporciona una ruta de transici�n a bajo costo respecto a otros combustibles f�siles con mayor contenido de CO2 como el carb�n y el petr�leo (Littell, 2017). Asimismo, muchas investigaciones examinan y evidencian la complementariedad casi perfecta entre el gas natural y las energ�as renovables para la autogeneraci�n el�ctrica (Alabdulwahab, Abusorrah, Zhang, & Shahidehpour, 2015; IGU, 2015; Lee, Zinaman, Logan, Bazilian, Arent, & Newmark, 2012; Giannakoudis, Papadopoulos, Seferlis, & Voutetakis, 2010; NREL & JISEA, 2012; Sharif, Almansoori, Fowler, Elkamel, & Alrafea, 2014). Seg�n IGU (2015), el gas natural es considerado una fuente de energ�a complementaria para la energ�a e�lica y solar, impulsando una mayor adopci�n de las energ�as limpias y contribuyendo a lograr una econom�a baja en carbono. Su versatilidad, precio y caracter�sticas de rendimiento, convierten al gas natural en el mejor combustible para asociarse con la energ�a e�lica y solar. Por tanto, tal como lo afirma el ex presidente del International Gas Union (2012-2015), J�r�me Ferrier5:
“el gas natural y las energ�as renovables, que se complementan casi a la perfecci�n tanto para la generaci�n y el almacenamiento de electricidad como para la inyecci�n de biog�s en tuber�as, deber�an ser los dos pilares fundamentales de una pol�tica energ�tica global a largo plazo sostenible y respetuosa con el medio ambiente”.
El gas natural tambi�n presenta una gran complementariedad con el biog�s acondicionado (tambi�n denominado “biometano”), el cual es un portador de energ�a renovable con gran potencial para diversificar y descarbonizar el gas natural, dado que es factible inyectar biog�s a las redes de transporte y distribuci�n de gas natural a fin de mejorar la calidad del gas distribuido (el cual es denominado despu�s del blended, “green gas”), obteni�ndose as� grandes beneficios en t�rminos de reducci�n de emisiones de CO2 para su uso final en los sectores residencial, comercial y principalmente el transporte (Aryal & Kvist, 2018; Cucchiella, D’Adamo, Gastaldi, & Miliacca, 2018; IGU & Eurogas, 2015; Feofilovs, Gravelsins, Pagano, & Romagnoli, 2019; Fubara, Cecelja, & Yang, 2018; Hoo, Hashim, & Ho, 2018; van Basshuysen, 2016; Urban, 2013).
Tabla 1. Datos de suministro de
energ�a primaria (Gtoe) a nivel mundial
durante el per�odo 1990-2016.
Fuente:
IEA. Recuperado de
https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Energy%20supply&indicator=TPESbySource&mode=chart&dataTable=BALANCES.
MASIFICACI�N DEL GAS NATURAL EN EL PER�
Desde el a�o 2004, con la entrada en operaci�n del gas de Camisea, el Per� inici� una etapa intensiva de explotaci�n, procesamiento y transporte del gas natural, lo cual dio inicio al proceso de promoci�n y expansi�n del uso del gas natural mediante la distribuci�n y comercializaci�n de este recurso energ�tico. La formulaci�n y establecimiento de un marco legal permiti� a su vez, la supervisi�n y regulaci�n del sector gas�fero naciente. Todo esto acompa�ado de la construcci�n y puesta en servicio de una infraestructura moderna con el fin de brindar acceso a la poblaci�n de los beneficios de un recurso energ�tico amigable con el medioambiente, asequible y seguro como el gas natural. A este proceso descrito denominamos “Masificaci�n del Gas Natural en el Per�”.
Este importante hito energ�tico, impuls� en el Per� en el a�o 2010 el establecimiento de una pol�tica energ�tica que incorpor� el desarrollo del gas natural que se ven�a produciendo en el pa�s. Es as� que, el D.S N�064-210-MEM estableci� la nueva Pol�tica Energ�tica Nacional del Per� al 2040 y entre sus objetivos y lineamientos est� desarrollar la industria del gas natural, asimismo ampliar y consolidar el uso del gas natural en toda la poblaci�n como un mecanismo para lograr el acceso universal a la energ�a en todo el Per�.
Este es a�n un enorme desaf�o que tiene por delante nuestro pa�s en su transici�n hacia una sostenibilidad energ�tica.
Desde el a�o 2004, con la entrada en operaci�n del gas de Camisea, el Per� inici� una etapa intensiva de explotaci�n, procesamiento y transporte del gas natural, lo cual dio inicio al proceso de promoci�n y expansi�n del uso del gas natural mediante la distribuci�n y comercializaci�n de este recurso energ�tico. La formulaci�n y establecimiento de un marco legal permiti� a su vez, la supervisi�n y regulaci�n del sector gas�fero naciente. Todo esto acompa�ado de la construcci�n y puesta en servicio de una infraestructura moderna con el fin de brindar acceso a la poblaci�n de los beneficios de un recurso energ�tico amigable con el medioambiente, asequible y seguro como el gas natural. A este proceso descrito denominamos “Masificaci�n del Gas Natural en el Per�”.
Este importante hito energ�tico, impuls� en el Per� en el a�o 2010 el establecimiento de una pol�tica energ�tica que incorpor� el desarrollo del gas natural que se ven�a produciendo en el pa�s. Es as� que, el D.S N�064-210-MEM estableci� la nueva Pol�tica Energ�tica Nacional del Per� al 2040 y entre sus objetivos y lineamientos est� desarrollar la industria del gas natural, asimismo ampliar y consolidar el uso del gas natural en toda la poblaci�n como un mecanismo para lograr el acceso universal a la energ�a en todo el Per�.
Este es a�n un enorme desaf�o que tiene por delante nuestro pa�s en su transici�n hacia una sostenibilidad energ�tica.
Disponibilidad del Gas Natural
�Cuenta el Per� con reservas suficientes de gas natural para abastecer la demanda del mercado interno? �Por cuantos a�os se podr� satisfacer la demanda interna con el gas natural de manera asequible y segura? Las respuestas a estas interrogantes dependen de varios factores determinantes entre ellos la demanda de gas natural para los pr�ximos a�os, el ritmo de las actividades de exploraci�n y explotaci�n para nuevos hallazgos de reservas de gas (y posterior desarrollo comercial de las mismas) y el desarrollo de infraestructura energ�tica (ductos principales, plantas de procesamiento, conexiones industriales y domiciliarias de gas natural). Existen otros factores como el nivel de inversiones, vaivenes pol�ticos, conflictos sociales, aspectos medio-ambientales y tecnol�gicos (fomento de la eficiencia energ�tica y las energ�as renovables), pero que inciden directamente en los tres factores indicados l�neas arriba y que adicionan tambi�n incertidumbre al desarrollo de este sector y por ende a las respuestas de las dos interrogantes planteadas.
Un primer paso para responder a estas preguntas es tener claro cu�l es la oferta de este recurso energ�tico, es decir, la cantidad de gas natural con el que cuenta nuestro pa�s. Para ello, con base en informaci�n oficial del MEM (DGH, 2016) se estima que el potencial gas�fero del Per� asciende a 16,1 trillones de pies c�bicos (en adelante TCF) de reservas probadas. En la Figura 3 se muestra la evoluci�n de las reservas probadas de gas natural durante los a�os 2003 y 2016. Se puede apreciar que en los �ltimos 10 a�os no ha habido mayor incremento de dichas reservas probadas excepto en los a�os 2012 y 2016, en cuyos casos fueron b�sicamente por revisiones t�cnicas de las estimaciones. Asimismo, la Tabla 2 muestra que desde el a�o 2009 la reserva total (3P) de gas natural tiene una tendencia negativa que hasta la fecha no se revierte.
�Cuenta el Per� con reservas suficientes de gas natural para abastecer la demanda del mercado interno? �Por cuantos a�os se podr� satisfacer la demanda interna con el gas natural de manera asequible y segura? Las respuestas a estas interrogantes dependen de varios factores determinantes entre ellos la demanda de gas natural para los pr�ximos a�os, el ritmo de las actividades de exploraci�n y explotaci�n para nuevos hallazgos de reservas de gas (y posterior desarrollo comercial de las mismas) y el desarrollo de infraestructura energ�tica (ductos principales, plantas de procesamiento, conexiones industriales y domiciliarias de gas natural). Existen otros factores como el nivel de inversiones, vaivenes pol�ticos, conflictos sociales, aspectos medio-ambientales y tecnol�gicos (fomento de la eficiencia energ�tica y las energ�as renovables), pero que inciden directamente en los tres factores indicados l�neas arriba y que adicionan tambi�n incertidumbre al desarrollo de este sector y por ende a las respuestas de las dos interrogantes planteadas.
Un primer paso para responder a estas preguntas es tener claro cu�l es la oferta de este recurso energ�tico, es decir, la cantidad de gas natural con el que cuenta nuestro pa�s. Para ello, con base en informaci�n oficial del MEM (DGH, 2016) se estima que el potencial gas�fero del Per� asciende a 16,1 trillones de pies c�bicos (en adelante TCF) de reservas probadas. En la Figura 3 se muestra la evoluci�n de las reservas probadas de gas natural durante los a�os 2003 y 2016. Se puede apreciar que en los �ltimos 10 a�os no ha habido mayor incremento de dichas reservas probadas excepto en los a�os 2012 y 2016, en cuyos casos fueron b�sicamente por revisiones t�cnicas de las estimaciones. Asimismo, la Tabla 2 muestra que desde el a�o 2009 la reserva total (3P) de gas natural tiene una tendencia negativa que hasta la fecha no se revierte.
Figura 3. Evoluci�n de las
reservas probadas de gas natural en el Per�
del per�odo 2003-2016.
Fuente: (MEM/DGH, Libro Anual
de Reservas de Hidrocarburos). Adaptado de
http://www.minem.gob.pe/_detalle.
php?idSector=5&idTitular=1479&idMenu=sub1477&idCateg=563
Infraestructura para el transporte y
distribuci�n
De acuerdo con la literatura acad�mica referente a los temas de producci�n, procesamiento, almacenamiento y transporte de gas natural, este recurso energ�tico debe ser transportado inmediatamente a su destino final de consumo despu�s de haber sido extra�do del reservorio y procesado (Cranmore y Stanton, 2000a, citado por Mokhatab, Speight, & Poe, 2006). Existe una serie de opciones para transportar el gas natural hacia los clientes finales: a) tuber�as (gasoductos); b) GNL (gas natural licuefactado); a s�lidos), es decir, hidratos; e) GTP (gas a potencia), es decir, como electricidad; y f) GTL (gas a l�quidos), con el cual se puede obtener entre otros productos, combustibles limpios para la generaci�n el�ctrica o para el transporte como sustituto del GLP (Rojey et al., 1997; Thomas y Dawe, 2003, citados por Mokhatab et al., 2006). Ikoku (1984) establece que el transporte de gas natural hacia los consumidores finales, puede ser clasificado en cuatro sistemas: a) recolecci�n; b) compresi�n; c) gasoducto principal de transporte; y d) distribuci�n. Asimismo, menciona que las tuber�as forman parte vital de la infraestruc-tura en los sistemas de recolecci�n (upstream), transporte principal (midstream) y redes de distribuci�n (downstream) y proveen adem�s un m�todo m�s econ�mico para el transporte del gas natural a grandes distancias. Sin embargo, en las �ltimas d�cadas se ha demostrado que nuevos yacimientos ubicados a grandes distancias de los mercados de consumo y con grandes reservas de gas natural (denominados mayormente, “stranded gas”), han podido ser transportados con �xito a los mercados de consumo gracias al GNL (Mokhatab, Mak, Valappil, & Wood, 2014).
De acuerdo con la literatura acad�mica referente a los temas de producci�n, procesamiento, almacenamiento y transporte de gas natural, este recurso energ�tico debe ser transportado inmediatamente a su destino final de consumo despu�s de haber sido extra�do del reservorio y procesado (Cranmore y Stanton, 2000a, citado por Mokhatab, Speight, & Poe, 2006). Existe una serie de opciones para transportar el gas natural hacia los clientes finales: a) tuber�as (gasoductos); b) GNL (gas natural licuefactado); a s�lidos), es decir, hidratos; e) GTP (gas a potencia), es decir, como electricidad; y f) GTL (gas a l�quidos), con el cual se puede obtener entre otros productos, combustibles limpios para la generaci�n el�ctrica o para el transporte como sustituto del GLP (Rojey et al., 1997; Thomas y Dawe, 2003, citados por Mokhatab et al., 2006). Ikoku (1984) establece que el transporte de gas natural hacia los consumidores finales, puede ser clasificado en cuatro sistemas: a) recolecci�n; b) compresi�n; c) gasoducto principal de transporte; y d) distribuci�n. Asimismo, menciona que las tuber�as forman parte vital de la infraestruc-tura en los sistemas de recolecci�n (upstream), transporte principal (midstream) y redes de distribuci�n (downstream) y proveen adem�s un m�todo m�s econ�mico para el transporte del gas natural a grandes distancias. Sin embargo, en las �ltimas d�cadas se ha demostrado que nuevos yacimientos ubicados a grandes distancias de los mercados de consumo y con grandes reservas de gas natural (denominados mayormente, “stranded gas”), han podido ser transportados con �xito a los mercados de consumo gracias al GNL (Mokhatab, Mak, Valappil, & Wood, 2014).
Tabla 2. Datos de reservas de gas natural 2003-2016. Reservas totales
3P (Probadas + Probables + Posibles).
Fuente: MEM/DGH. Nota: Adaptado de
http://www.minem.gob.pe/_detalle.php?idSector=5&idTitular=1479&idMenu=sub1477&idCateg=563
Seg�n Osinergmin, el Sistema de Transporte por Ductos de Gas Natural en
el Per� (en adelante, STD-GN), corresponde a los ductos principales a
trav�s de tuber�as (gasoductos) que transportan el gas natural seco
desde las plantas de procesamiento hacia otros centros de
transformaci�n o de distribuci�n para usos finales. Al 2018, el STD-GN
est� conformado por 1,506 Km de longitud de ductos en operaci�n con una
m�xima capacidad total de transporte de 2,300 MMscfd (Osinergmin; PERU
LNG, 2018; TgP, 2018). En los �ltimos 15 a�os (Figura 4), el TACC de la
expansi�n, la longitud y capacidad total de transporte del STD-GN ha
sido de 3.4% y 13.2%, respectivamente. Asimismo, desde el a�o 2010 con
la entrada en operaci�n de la Planta de licuefacci�n Melchorita, la
capacidad total de transporte del SGD-GN pas� de 1,049 km a 1,457 km y
desde entonces no ha habido otra expansi�n significativa aparte de
loops y derivaciones. Desde el 2004 que arranc� la masificaci�n del gas
natural s�lo tres regiones (Lima, Callao e Ica) de las 25 regiones que
existen en el Per� empezaron con el abastecimiento de gas natural
distribuido a trav�s de redes de tuber�as. Desde el 2017, se empez� con
la masificaci�n en otras regiones (Lambayeque, Cajamarca, La Libertad,
Ancash, Arequipa, Moquegua y Tacna) a trav�s de camiones cisternas de
GNL.
A nivel regional entre los pa�ses miembros de la Comunidad Andina (CAN), el avance de la masificaci�n del gas natural del Per� est� por debajo del nivel alcanzado por pa�ses como Colombia y Bolivia, donde las inversiones en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas han sido mayores, as� como el porcentaje de la poblaci�n total del pa�s que actualmente goza de los beneficios del gas natural (ver tabla 3). Para la comparativa en esta tabla se propone un indicador al que se ha denominado “�ndice de Avance de la Masificaci�n del Gas Natural” (RMGN). De acuerdo con la literatura referida al desarrollo y aprovechamiento del gas natural, las inversiones en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas natural son esenciales para el suministro de este recurso energ�tico a los consumidores finales fomentando as� su demanda (Economides & Wood, 2009; Zhongyuan, Luo, & Liu, 2018). Por ello, se plantea que una mayor inversi�n en infraestructura para el transporte y distribuci�n incrementar� la masificaci�n del gas natural. Asimismo, un mayor n�mero de conexiones de nuevos usuarios al servicio de gas natural domiciliario por redes permitir� que un mayor porcentaje de la poblaci�n del pa�s cuente con gas natural, impactando positivamente en la masificaci�n del gas natural. Seg�n Zhongyuan et al. (2018), la expansi�n de la infraestructura para el suministro de gas natural a los usuarios finales acelera el aprovechamiento del gas natural, afirmando adem�s que cuanto menos a�os tome brindar acceso a la mayor parte de la poblaci�n al gas natural, mayor ser� el avance de la masificaci�n. Por lo tanto, este indicador (RMGN) lo expresamos mediante la siguiente ecuaci�n:
A nivel regional entre los pa�ses miembros de la Comunidad Andina (CAN), el avance de la masificaci�n del gas natural del Per� est� por debajo del nivel alcanzado por pa�ses como Colombia y Bolivia, donde las inversiones en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas han sido mayores, as� como el porcentaje de la poblaci�n total del pa�s que actualmente goza de los beneficios del gas natural (ver tabla 3). Para la comparativa en esta tabla se propone un indicador al que se ha denominado “�ndice de Avance de la Masificaci�n del Gas Natural” (RMGN). De acuerdo con la literatura referida al desarrollo y aprovechamiento del gas natural, las inversiones en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas natural son esenciales para el suministro de este recurso energ�tico a los consumidores finales fomentando as� su demanda (Economides & Wood, 2009; Zhongyuan, Luo, & Liu, 2018). Por ello, se plantea que una mayor inversi�n en infraestructura para el transporte y distribuci�n incrementar� la masificaci�n del gas natural. Asimismo, un mayor n�mero de conexiones de nuevos usuarios al servicio de gas natural domiciliario por redes permitir� que un mayor porcentaje de la poblaci�n del pa�s cuente con gas natural, impactando positivamente en la masificaci�n del gas natural. Seg�n Zhongyuan et al. (2018), la expansi�n de la infraestructura para el suministro de gas natural a los usuarios finales acelera el aprovechamiento del gas natural, afirmando adem�s que cuanto menos a�os tome brindar acceso a la mayor parte de la poblaci�n al gas natural, mayor ser� el avance de la masificaci�n. Por lo tanto, este indicador (RMGN) lo expresamos mediante la siguiente ecuaci�n:
(Ecuaci�n 1)
RMGN = IT&D* %PobMGN
---------------------------
tMGN
Donde
RMGN : Indicador-pa�s de avance de la masificaci�n del gas natural.
IT&D : Inversi�n total acumulada en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas natural por redes de gasoductos (por tuber�as) y GNL (en MMUS$).
%PobMGN: Porcentaje del total de la poblaci�n del pa�s que cuenta con suministro de gas natural. Esta estimaci�n se basa en el �ndice de personas por vivienda por el n�mero de usuarios (viviendas o comercios) que cuentan con el servicio dividido entre la poblaci�n total del pa�s.
tMGN: Per�odo acumulado de ejecuci�n desde el a�o de inicio de la masificaci�n del gas natural (en a�os).
RMGN = IT&D* %PobMGN
---------------------------
tMGN
Donde
RMGN : Indicador-pa�s de avance de la masificaci�n del gas natural.
IT&D : Inversi�n total acumulada en infraestructura para el transporte y distribuci�n de gas natural por redes de gasoductos (por tuber�as) y GNL (en MMUS$).
%PobMGN: Porcentaje del total de la poblaci�n del pa�s que cuenta con suministro de gas natural. Esta estimaci�n se basa en el �ndice de personas por vivienda por el n�mero de usuarios (viviendas o comercios) que cuentan con el servicio dividido entre la poblaci�n total del pa�s.
tMGN: Per�odo acumulado de ejecuci�n desde el a�o de inicio de la masificaci�n del gas natural (en a�os).
Figura 4. Evoluci�n de la
expansi�n del STD-GN (ductos principales) en
el Per� del per�odo 2004-2018.
Fuente: Adaptado de Osinergmin;
PERU LNG, 2018); TgP, 2018; TgP, 2011;
TgP, 2006; TgP, 2011; TgP, 2013; TgP, 2015
Tabla 3. Comparativa de avances
de la masificaci�n del gas natural en
Per�, Colombia y Bolivia.
Fuente: Adaptado de Osinergmin,
DGH/MINEM, YPFB, Ministerio de
Hidrocarburos de Bolivia, Promigas. Nota: Se considera poblaci�n total
(en millones de habitantes) para Per� (32.2 al a�o 2018), Colombia
(49.2 al a�o 2017) y Bolivia (11.05 al a�o 2017).
Los resultados obtenidos se�alan que el avance de la masificaci�n del
gas natural en el Per� a nivel residencial y comercial es a�n muy bajo
(15) comparado con Colombia (98) y Bolivia (42). Al 2018, en el Per� se
alcanzaron 824 mil conexiones domiciliarias, de los cuales el 92% se
concentran en Lima y Callao, 7% en la ciudad de Ica donde opera
Contugas, 0.62% en varias ciudades del norte donde opera QUAVII (Gases
del Pac�fico) y 0.51% en las ciudades de Arequipa, Moquegua, Illo y
Tacna donde opera Naturgy (Gas Natural Fenosa Per�), lo cual representa
que aproximadamente el 11.7% de la poblaci�n del pa�s cuente con gas
natural. Por otro lado, este grado de avance de la masificaci�n del gas
natural en el Per� es 6.5 veces menos respecto a Colombia (98), lo que
indica que este pa�s desde la puesta en marcha de su masificaci�n del
gas natural en 1986 (y con mayor impulso a principio de los noventa),
ha tenido una mayor velocidad en cuanto al desarrollo del
aprovechamiento de este recurso, logrando al 2018 que casi el 70% de su
poblaci�n cuente con el servicio de gas natural. Por otro lado, Bolivia
que empez� la masificaci�n del gas natural en 1994 obtiene un �ndice de
42, lo que representa un avance que casi triplica la masificaci�n
alcanzado por el Per�, logrando que al 2018 casi un 32% de su poblaci�n
cuente con suministro de gas natural.
PRODUCCI�N Y UTILIZACI�N DE GAS NATURAL
Gas Natural como Energ�a Primaria
En el Per� el gas natural extra�do del reservorio es una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso (mayormente asociado) y es producido por las empresas contratistas que operan en las zonas de la selva (sur y central), z�calo continental y noroeste del pa�s; bajo estas condiciones es considerado como energ�a primaria6. Una vez fiscalizado este volumen es destinado a los centros de transformaci�n (plantas de procesamiento de gas natural) para su posterior transporte, distribuci�n y uso final en los sectores de generaci�n el�ctrica, transporte, industria, residencial y comercial.
De acuerdo con cifras de Perupetro, la producci�n del gas natural como energ�a primaria, alcanz� 1,231 MMscfd (equivalente aproximadamente a 521,739 TJ). Asimismo, seg�n estad�sticas oficiales del MINEM/DGEE, al 2016 el consumo de energ�a primaria destinado a los centros de transformaci�n, alcanz� 1’160,742 TJ y se estima que al 2018 este consumo fue de aproxi-madamente 1’225,453 TJ, lo cual representa una participaci�n del gas natural del 43% del consumo total de energ�a primaria. En la Figura 5 se puede apreciar la evoluci�n de la participaci�n del gas natural producido en el consumo total de energ�a primaria. Es de resaltar que desde el 2011 hasta el 2018, esta participaci�n se ha mantenido en un promedio de 45%. Esto se debe a que la producci�n de gas natural (la que en su mayor parte se destina a las plantas de procesamiento para su transformaci�n y transporte a los consumidores finales), se ha mantenido casi constante en ese per�odo, principalmente porque el mercado interno en el pa�s por s� solo no ha sido capaz de apalancar una mayor demanda, no por un asunto de saturaci�n del mercado de gas natural pues la brecha es a�n grande, sino por aspectos de competitividad del gas natural (precios, regulaci�n del mercado, competencia con sustitutos, subsidios) como se explicar�n m�s adelante.
Gas Natural como Energ�a Primaria
En el Per� el gas natural extra�do del reservorio es una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso (mayormente asociado) y es producido por las empresas contratistas que operan en las zonas de la selva (sur y central), z�calo continental y noroeste del pa�s; bajo estas condiciones es considerado como energ�a primaria6. Una vez fiscalizado este volumen es destinado a los centros de transformaci�n (plantas de procesamiento de gas natural) para su posterior transporte, distribuci�n y uso final en los sectores de generaci�n el�ctrica, transporte, industria, residencial y comercial.
De acuerdo con cifras de Perupetro, la producci�n del gas natural como energ�a primaria, alcanz� 1,231 MMscfd (equivalente aproximadamente a 521,739 TJ). Asimismo, seg�n estad�sticas oficiales del MINEM/DGEE, al 2016 el consumo de energ�a primaria destinado a los centros de transformaci�n, alcanz� 1’160,742 TJ y se estima que al 2018 este consumo fue de aproxi-madamente 1’225,453 TJ, lo cual representa una participaci�n del gas natural del 43% del consumo total de energ�a primaria. En la Figura 5 se puede apreciar la evoluci�n de la participaci�n del gas natural producido en el consumo total de energ�a primaria. Es de resaltar que desde el 2011 hasta el 2018, esta participaci�n se ha mantenido en un promedio de 45%. Esto se debe a que la producci�n de gas natural (la que en su mayor parte se destina a las plantas de procesamiento para su transformaci�n y transporte a los consumidores finales), se ha mantenido casi constante en ese per�odo, principalmente porque el mercado interno en el pa�s por s� solo no ha sido capaz de apalancar una mayor demanda, no por un asunto de saturaci�n del mercado de gas natural pues la brecha es a�n grande, sino por aspectos de competitividad del gas natural (precios, regulaci�n del mercado, competencia con sustitutos, subsidios) como se explicar�n m�s adelante.
Figura 5. Participaci�n de la
producci�n de gas natural, en el consumo total de energ�a primaria para
el per�odo 2000-2018.
Fuente: MINEM/DGEE.
Notas: (*) Producci�n de gas natural, obtenido de restarle a la producci�n total de gas natural, los vol�menes de reinyecci�n, gas de condensado de reposici�n e instrumentos, gas combustible empleado como autoconsumo, gas quemado y gas venteado. Este es el volumen fiscalizado de gas natural, destinado a los centros de transformaci�n (plantas de acondicionamiento, separaci�n, fraccionamiento, licuefacci�n, compresi�n, regulaci�n y medici�n) para su posterior distribuci�n y uso final (domiciliario, industrial, transporte y generaci�n el�ctrica). Tomados de las Estad�sticas Anuales de Hidrocarburos 2000-2018 (Perupetro). (**) Consumo total de energ�a primaria destinada s�lo a los centros de transformaci�n (refiner�as, plantas de procesamiento de gas, coquer�as y altos hornos). Este consumo de energ�a primaria, incluye el gas natural asociado, petr�leo crudo, hidroenerg�a, energ�a solar, energ�a e�lica, bagazo y carb�n mineral. Asimismo, este consumo excluye la le�a, bosta y yareta, considerados principalmente como energ�as no comerciales destinadas al consumo directo, es decir, sin pasar por un centro de transformaci�n y, que representan alrededor del 10% de la producci�n total de energ�a primaria. Tomados de los Balances nacionales de energ�a 2000 al 2016 (MINEM/DGEE).
Notas: (*) Producci�n de gas natural, obtenido de restarle a la producci�n total de gas natural, los vol�menes de reinyecci�n, gas de condensado de reposici�n e instrumentos, gas combustible empleado como autoconsumo, gas quemado y gas venteado. Este es el volumen fiscalizado de gas natural, destinado a los centros de transformaci�n (plantas de acondicionamiento, separaci�n, fraccionamiento, licuefacci�n, compresi�n, regulaci�n y medici�n) para su posterior distribuci�n y uso final (domiciliario, industrial, transporte y generaci�n el�ctrica). Tomados de las Estad�sticas Anuales de Hidrocarburos 2000-2018 (Perupetro). (**) Consumo total de energ�a primaria destinada s�lo a los centros de transformaci�n (refiner�as, plantas de procesamiento de gas, coquer�as y altos hornos). Este consumo de energ�a primaria, incluye el gas natural asociado, petr�leo crudo, hidroenerg�a, energ�a solar, energ�a e�lica, bagazo y carb�n mineral. Asimismo, este consumo excluye la le�a, bosta y yareta, considerados principalmente como energ�as no comerciales destinadas al consumo directo, es decir, sin pasar por un centro de transformaci�n y, que representan alrededor del 10% de la producci�n total de energ�a primaria. Tomados de los Balances nacionales de energ�a 2000 al 2016 (MINEM/DGEE).
Gas Natural como Energ�a Secundaria
La energ�a secundaria corresponde a los diferentes productos energ�ticos provenientes de los centros de transformaci�n y cuyo destino para su uso final son los diferentes puntos de consumos u otros centros de transformaci�n7 (ejemplo, centrales termoel�ctricas y plantas de procesamientos de gas). En este sentido, el gas natural como energ�a secundaria es el gas natural seco y odorizado, obtenido desde las estaciones de regulaci�n y medici�n, luego de pasar por las plantas de procesamiento para su acondicionamiento, separaci�n y deshidrataci�n. Posteriormente, el gas natural es distribuido a trav�s de una red de tuber�as hasta las industrias, comercios, estaciones de servicio y hogares, es decir a los usuarios finales, por lo que se da el nombre de “gas distribuido” (MINEM, 2016; Osinergmin). El consumo de gas natural distribuido para el mercado interno (sin considerar la exportaci�n, es decir, s�lo los sectores residencial, comercial, transporte, industrial y generaci�n el�ctrica), tuvo un crecimiento sostenido pasando de tener en el 2004 una participaci�n del 7.3% del consumo final de energ�a secundaria a una participaci�n del 40% en el 2016 y un estimado cercano al 41% en los a�os 2017 y 2018 (Figura 6). Si bien entre los a�os 2004 y 2011, el consumo interno de gas natural y su porcentaje de participaci�n en el consumo final total de energ�a secundaria tuvieron un fuerte crecimiento, llegando a alcanzar una tasa anual de crecimiento acumulado (en adelante, TACC) de 33.7%, desde el a�o 2012 al 2018, el porcentaje de participaci�n del gas natural fue significativamente menor (TACC de 5.3%) a pesar del crecimiento del consumo de gas distribuido. Esto explica, que los combustibles l�quidos sustitutos del gas natural (como el di�sel DB5, gasolinas y GLP) en los sectores residencial, comercial, transporte e industrial, no disminuyeron en su consumo final, por el contrario, estos combustibles l�quidos siguieron experimentando un crecimiento en su consumo con una TACC del 5.1%, 6.1% y 9.6% respectivamente (ver Figura 7).
La energ�a secundaria corresponde a los diferentes productos energ�ticos provenientes de los centros de transformaci�n y cuyo destino para su uso final son los diferentes puntos de consumos u otros centros de transformaci�n7 (ejemplo, centrales termoel�ctricas y plantas de procesamientos de gas). En este sentido, el gas natural como energ�a secundaria es el gas natural seco y odorizado, obtenido desde las estaciones de regulaci�n y medici�n, luego de pasar por las plantas de procesamiento para su acondicionamiento, separaci�n y deshidrataci�n. Posteriormente, el gas natural es distribuido a trav�s de una red de tuber�as hasta las industrias, comercios, estaciones de servicio y hogares, es decir a los usuarios finales, por lo que se da el nombre de “gas distribuido” (MINEM, 2016; Osinergmin). El consumo de gas natural distribuido para el mercado interno (sin considerar la exportaci�n, es decir, s�lo los sectores residencial, comercial, transporte, industrial y generaci�n el�ctrica), tuvo un crecimiento sostenido pasando de tener en el 2004 una participaci�n del 7.3% del consumo final de energ�a secundaria a una participaci�n del 40% en el 2016 y un estimado cercano al 41% en los a�os 2017 y 2018 (Figura 6). Si bien entre los a�os 2004 y 2011, el consumo interno de gas natural y su porcentaje de participaci�n en el consumo final total de energ�a secundaria tuvieron un fuerte crecimiento, llegando a alcanzar una tasa anual de crecimiento acumulado (en adelante, TACC) de 33.7%, desde el a�o 2012 al 2018, el porcentaje de participaci�n del gas natural fue significativamente menor (TACC de 5.3%) a pesar del crecimiento del consumo de gas distribuido. Esto explica, que los combustibles l�quidos sustitutos del gas natural (como el di�sel DB5, gasolinas y GLP) en los sectores residencial, comercial, transporte e industrial, no disminuyeron en su consumo final, por el contrario, estos combustibles l�quidos siguieron experimentando un crecimiento en su consumo con una TACC del 5.1%, 6.1% y 9.6% respectivamente (ver Figura 7).
Figura 6. Participaci�n (%) del
gas natural distribuido en el consumo total de energ�a secundaria para
el per�odo 2004-2018.
Fuente: Adaptado de Balances
Nacionales de Energ�a, MINEM/DGEE.
Nota: (***) Consumo interno (en TJ) de gas natural (sin considerar exportaci�n), obtenido de la sumatoria de los consumos finales de gas natural que es distribuido a los sectores residencial, comercial, transporte y generaci�n el�ctrica. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
(****) Corresponde a la oferta de energ�a disponible al usuario final, es decir, al resultado de descontar a la producci�n de energ�a secundaria, el consumo en operaciones propias y las p�rdidas de transporte, distribuci�n y almacenamiento. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
Nota: (***) Consumo interno (en TJ) de gas natural (sin considerar exportaci�n), obtenido de la sumatoria de los consumos finales de gas natural que es distribuido a los sectores residencial, comercial, transporte y generaci�n el�ctrica. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
(****) Corresponde a la oferta de energ�a disponible al usuario final, es decir, al resultado de descontar a la producci�n de energ�a secundaria, el consumo en operaciones propias y las p�rdidas de transporte, distribuci�n y almacenamiento. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
Con respecto a los sustitutos del gas natural provenientes de la
biomasa, como la le�a, bosta y yareta, en este mismo per�odo
(2004-2018) su consumo casi se ha mantenido, logr�ndose apenas una
reducci�n del 0.2% en su consumo final, lo cual nos da un indicativo
que la penetraci�n del gas natural distribuido no ha tenido a�n un
impacto significativo en la sustituci�n de otras fuentes energ�ticas
como el di�sel DB5, GLP, gasolinas y la biomasa en los sectores
residencial, comercial, transporte e industrial. Por el contrario, en
el sector el�ctrico la penetraci�n del consumo del gas natural como gas
combustible para la generaci�n el�ctrica se ha dado de manera intensiva.
Figura 7. Comparaci�n del
consumo final de gas natural distribuido respecto a otras fuentes
energ�ticas sustitutos, como el GLP, derivados del petr�leo (DB5,
gasolinas/gasoholes, turbo y petr�leo residual), le�a, bosta y yareta,
para el per�odo 2004-2016, en los sectores residencial y comercial,
transporte e industrial.
Fuente: Adaptado de Balances
Nacionales de Energ�a, MINEM/DGEE.
Nota: (**) Incluye gasoholes, gasolinas de motor, Jet-fuel, di�sel DB5 y petr�leo residual. Hasta el 2010 se registraron consumos finales de kerosene en el sector residencial. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
(****) Considerada como consumo final de energ�a primaria, dado que la biomasa (le�a, bosta y yareta) es usada directamente para la cocci�n y calefacci�n en los sectores residencial y comercial. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
Nota: (**) Incluye gasoholes, gasolinas de motor, Jet-fuel, di�sel DB5 y petr�leo residual. Hasta el 2010 se registraron consumos finales de kerosene en el sector residencial. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
(****) Considerada como consumo final de energ�a primaria, dado que la biomasa (le�a, bosta y yareta) es usada directamente para la cocci�n y calefacci�n en los sectores residencial y comercial. Tomados de los Balances Nacionales de Energ�a revisados 2004-2016 (MINEM/DGEE).
Utilizaci�n del Gas Natural por
Sectores
El volumen total de gas natural consumido en el Per� desde el 2004 al 2018 en los sectores de generaci�n el�ctrica, transporte, industrial, residencial y comercial, incluyendo adem�s la exportaci�n asciende aproximadamente a 4.43 TCF. Este volumen de gas natural consumido en los �ltimos 15 a�os, es equivalente al 27.5% de las reservas probadas totales de gas natural del pa�s (Tabla 2). Por lo tanto, se puede afirmar de manera m�s objetiva que el Per� dispone del gas natural para varias d�cadas, lo cual depender� principalmente de la demanda y c�mo esta evolucione, as� como de la reposici�n e incremento de las reservas probadas. Al 2016, el gas natural distribuido para el mercado interno represent� s�lo el 1.47% del consumo final de energ�a en hogares y comercios, 17.3% en el consumo industrial, 9.7% en transporte y 71.5% en generaci�n el�ctrica. La exportaci�n represent� el 43.6% del total del consumo final de gas natural en nuestro pa�s (Tabla 4). Se estima, adem�s, que estas cifras no han tenido variaci�n significativa en el 2017 y 2018.
El volumen total de gas natural consumido en el Per� desde el 2004 al 2018 en los sectores de generaci�n el�ctrica, transporte, industrial, residencial y comercial, incluyendo adem�s la exportaci�n asciende aproximadamente a 4.43 TCF. Este volumen de gas natural consumido en los �ltimos 15 a�os, es equivalente al 27.5% de las reservas probadas totales de gas natural del pa�s (Tabla 2). Por lo tanto, se puede afirmar de manera m�s objetiva que el Per� dispone del gas natural para varias d�cadas, lo cual depender� principalmente de la demanda y c�mo esta evolucione, as� como de la reposici�n e incremento de las reservas probadas. Al 2016, el gas natural distribuido para el mercado interno represent� s�lo el 1.47% del consumo final de energ�a en hogares y comercios, 17.3% en el consumo industrial, 9.7% en transporte y 71.5% en generaci�n el�ctrica. La exportaci�n represent� el 43.6% del total del consumo final de gas natural en nuestro pa�s (Tabla 4). Se estima, adem�s, que estas cifras no han tenido variaci�n significativa en el 2017 y 2018.
Tabla 4. Estructura del consumo
de gas natural (como energ�a secundaria) en el Per� para el a�o 2016.
Fuente: Adaptado de Balance
Nacional de Energ�a 2016 (versi�n revisada) (MINEM/DGEE).
Nota: (*) PERUPETRO. Embarques de Gas Natural para Fines de Exportaci�n (2016). Recuperado y adaptado de http://www.perupetro.com.pe/exporta/relacion.jsp)
(**) Dado el fuerte impacto que ha tenido el gas natural en la generaci�n el�ctrica en el Per� como fuente de combustible, es que se le considera como un sector independiente para resaltar la real penetraci�n del gas en las dem�s industrias.
Nota: (*) PERUPETRO. Embarques de Gas Natural para Fines de Exportaci�n (2016). Recuperado y adaptado de http://www.perupetro.com.pe/exporta/relacion.jsp)
(**) Dado el fuerte impacto que ha tenido el gas natural en la generaci�n el�ctrica en el Per� como fuente de combustible, es que se le considera como un sector independiente para resaltar la real penetraci�n del gas en las dem�s industrias.
Espec�ficamente en el mercado interno, el consumo final de gas natural
entre los a�os 2004 y 2018 experiment� una mayor participaci�n en el
mercado de generaci�n el�ctrica como gas combustible para la centrales
termoel�ctricas en sustituci�n del carb�n, di�sel y petr�leos
residuales, con un promedio del 75.3% en dicho per�odo, seguidos del
sector industrial con un 17.5%, sector transporte con 6.7% y un casi
nulo 0.33% y 0.24% para los sectores residencial y comercial,
respectivamente (Figura 8). El consumo de gas natural del mercado
el�ctrico, el cual corresponde al SEIN8 y a los sistemas
aislados9, ha tenido una significativa expansi�n con una
TACC de 18.7% entre el per�odo 2004- 2018. Esto demuestra que la
masificaci�n del gas natural en el Per� se ha dado principalmente en el
sector el�ctrico, m�s no as� en los dem�s sectores de consumo. Esto se
debe al impulso que se le brind� al gas natural en cuanto a precio como
incentivo para su uso en dicho sector, lo cual le otorg� ventajas
competitivas respecto a otras fuentes. Sin embargo, es un desaf�o para
los funcionarios de gobiernos y actores claves de la industria
energ�tica, encontrar un �ptimo equilibrio, entre los proyectos de
generaci�n el�ctrica con gas natural y energ�as renovables (Littell,
2017).
Figura 8. Evoluci�n del consumo
de gas natural distribuido en el mercado interno (sectores residencial,
comercial, industrial y generaci�n el�ctrica), para el per�odo
2004-2016.
Fuente: Adaptado de los
Balances Nacionales de Energ�a 2004-2016 (MINEM/DGEE).
IMPACTO DEL GAS NATURAL EN LAS
EMISIONES DE CO2
La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible exige la implementaci�n de un plan de acci�n que promueva el desarrollo y aprovechamiento de energ�as m�s limpias en sustituci�n de las energ�as f�siles. Ante este desaf�o el gas natural es considerado un combustible limpio y amigable con el medio ambiente y que adem�s proporciona beneficios ambientales significativos en comparaci�n con otros combustibles f�siles (Mokhatab et al., 2006). Asimismo, Dong y Hochman (2017) afirman que un aumento en el consumo de gas natural y de energ�as renovables reducen las emisiones de CO2 y sus resultados emp�ricos demuestran que un aumento del 1% en el consumo de gas natural y energ�as renovables para los pa�ses BRICS10 reducir�an las emisiones de CO2 en 0.16% y 0,26%, respectivamente. Pa�ses como China se han comprometido hacia el 2030 a reformular su matriz energ�tica centr�ndose en las energ�as renovables y el gas natural (Li & Lu, 2019). Asimismo, estos autores plantean que la optimizaci�n de una manera cient�fica de la estructura de utilizaci�n de los recursos energ�ticos es un medio importante para los pa�ses a fin de incrementar el consumo de gas natural y alcanzar los ODS al 2030.
En el Per� la utilizaci�n del gas natural ha tenido un impacto significativo en la mitigaci�n de las emisiones de CO2 en el sector el�ctrico. Entre el 2005 y 2017, las emisiones de CO2 producidas por las centrales termoel�ctricas a gas natural (C.T-GN) han tenido un incremento sostenido debido a una mayor generaci�n el�ctrica a partir de este recurso (Tabla 5). El aprovechamiento del gas natural en la generaci�n el�ctrica debido al proyecto Camisea permiti� una mitigaci�n de las emisiones en 40 millones de tCO2 (Osinergmin, 2014) entre el 2004 y 2013. Al 2017, seg�n estimaciones propias la mitigaci�n de las emisiones de CO2 acumuladas generadas por el sector el�ctrico ascender�a a 110 millones de tCO2 aproximadamente.
Esta misma intensidad en el sector el�ctrico, en cuanto a participaci�n del gas natural y los impactos en la mitigaci�n de emisiones, no se ve reflejado en otros sectores como el transporte e industria, en donde los consumos finales de energ�a aun predominan los hidrocarburos l�quidos. Entre el 2005 y 2012, las emisiones acumuladas de CO2 en el transporte terrestre fueron de 47.3 millones de tCO2, de los cuales s�lo el 3.82% (es decir, 1.81 millones de tCO2) fueron generadas por unidades de transporte a gas natural y el 96.2% por el consumo de combustibles l�quidos (Tabla 5). Entre el 2004 y 2013 s�lo se mitigaron 4 millones de tCO2 en este sector (Osinergmin, 2014). En el sector industrial las emisiones acumuladas entre el 2005 y 2012 fueron de 32.2 millones de tCO2, de los cuales el 14.3% (4.6 millones de tCO2) corresponden a las emisiones generadas por las industrias consumidoras de gas natural. Finalmente, se observa que la brecha de oportunidades en los sectores transporte e industria es muy grande para la mitigaci�n de emisiones de CO2. Esto conlleva a indicar que, mientras no se lleven adelante acciones para aumentar el consumo de gas natural en estos dos sectores altamente demandantes de hidrocarburos l�quidos, la contribuci�n del gas natural a los ODS no ser� significativo, por tanto, su aprovechamiento tampoco lo ser�.
La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible exige la implementaci�n de un plan de acci�n que promueva el desarrollo y aprovechamiento de energ�as m�s limpias en sustituci�n de las energ�as f�siles. Ante este desaf�o el gas natural es considerado un combustible limpio y amigable con el medio ambiente y que adem�s proporciona beneficios ambientales significativos en comparaci�n con otros combustibles f�siles (Mokhatab et al., 2006). Asimismo, Dong y Hochman (2017) afirman que un aumento en el consumo de gas natural y de energ�as renovables reducen las emisiones de CO2 y sus resultados emp�ricos demuestran que un aumento del 1% en el consumo de gas natural y energ�as renovables para los pa�ses BRICS10 reducir�an las emisiones de CO2 en 0.16% y 0,26%, respectivamente. Pa�ses como China se han comprometido hacia el 2030 a reformular su matriz energ�tica centr�ndose en las energ�as renovables y el gas natural (Li & Lu, 2019). Asimismo, estos autores plantean que la optimizaci�n de una manera cient�fica de la estructura de utilizaci�n de los recursos energ�ticos es un medio importante para los pa�ses a fin de incrementar el consumo de gas natural y alcanzar los ODS al 2030.
En el Per� la utilizaci�n del gas natural ha tenido un impacto significativo en la mitigaci�n de las emisiones de CO2 en el sector el�ctrico. Entre el 2005 y 2017, las emisiones de CO2 producidas por las centrales termoel�ctricas a gas natural (C.T-GN) han tenido un incremento sostenido debido a una mayor generaci�n el�ctrica a partir de este recurso (Tabla 5). El aprovechamiento del gas natural en la generaci�n el�ctrica debido al proyecto Camisea permiti� una mitigaci�n de las emisiones en 40 millones de tCO2 (Osinergmin, 2014) entre el 2004 y 2013. Al 2017, seg�n estimaciones propias la mitigaci�n de las emisiones de CO2 acumuladas generadas por el sector el�ctrico ascender�a a 110 millones de tCO2 aproximadamente.
Esta misma intensidad en el sector el�ctrico, en cuanto a participaci�n del gas natural y los impactos en la mitigaci�n de emisiones, no se ve reflejado en otros sectores como el transporte e industria, en donde los consumos finales de energ�a aun predominan los hidrocarburos l�quidos. Entre el 2005 y 2012, las emisiones acumuladas de CO2 en el transporte terrestre fueron de 47.3 millones de tCO2, de los cuales s�lo el 3.82% (es decir, 1.81 millones de tCO2) fueron generadas por unidades de transporte a gas natural y el 96.2% por el consumo de combustibles l�quidos (Tabla 5). Entre el 2004 y 2013 s�lo se mitigaron 4 millones de tCO2 en este sector (Osinergmin, 2014). En el sector industrial las emisiones acumuladas entre el 2005 y 2012 fueron de 32.2 millones de tCO2, de los cuales el 14.3% (4.6 millones de tCO2) corresponden a las emisiones generadas por las industrias consumidoras de gas natural. Finalmente, se observa que la brecha de oportunidades en los sectores transporte e industria es muy grande para la mitigaci�n de emisiones de CO2. Esto conlleva a indicar que, mientras no se lleven adelante acciones para aumentar el consumo de gas natural en estos dos sectores altamente demandantes de hidrocarburos l�quidos, la contribuci�n del gas natural a los ODS no ser� significativo, por tanto, su aprovechamiento tampoco lo ser�.
Tabla 5. Estructura de las
emisiones de CO2 en el Sector Energ�a del Per�.
Fuente: Adaptado de
estad�sticas del INFOCARBONO 2000, 2005, 2010 y 2012 (MINAM).
Notas: • Subsector Industrial, incluye: Refinaci�n de petr�leo, Fabricaci�n de combustibles s�lidos y otras industrias energ�ticas; Miner�a, Otras industrias de manufactura y construcci�n, Agricultura y Pesca.
• Subsector Transporte, incluye: Aviaci�n civil, Aviaci�n Nacional, Transporte terrestre, Ferroviario, Navegaci�n mar�tima y fluvial, Otro tipo de transporte.
• Las emisiones en tCO2 para los a�os 2014, 2016 y 2017 son estimaciones propias del autor a partir cifras estad�sticas de los Informes Anuales de Electricidad (MINEM/DGE).
• Sector P�blico, se refiere a las instituciones p�blicas.
Notas: • Subsector Industrial, incluye: Refinaci�n de petr�leo, Fabricaci�n de combustibles s�lidos y otras industrias energ�ticas; Miner�a, Otras industrias de manufactura y construcci�n, Agricultura y Pesca.
• Subsector Transporte, incluye: Aviaci�n civil, Aviaci�n Nacional, Transporte terrestre, Ferroviario, Navegaci�n mar�tima y fluvial, Otro tipo de transporte.
• Las emisiones en tCO2 para los a�os 2014, 2016 y 2017 son estimaciones propias del autor a partir cifras estad�sticas de los Informes Anuales de Electricidad (MINEM/DGE).
• Sector P�blico, se refiere a las instituciones p�blicas.
COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL
Los esfuerzos a nivel de gobierno para impulsar la masificaci�n del gas natural inspirados en la Pol�tica Energ�tica Nacional del Per� al 2040 (D.S N�064-210-MEM) a trav�s de mecanismos de subsidios (FISE11) y concesiones de distribuci�n por redes de gas y ductos virtuales, no han brindado a�n los resultados esperados en los sectores transporte, residencial y comercial. En el sector residencial y comercial, el gas natural distribuido puede emplearse para la cocci�n de alimentos, el calentamiento de agua, secado y calefacci�n de ambientes, sin embargo, su consumo final en estos dos sectores no ha evolucionado como se esperaba (Figura 9). Durante el per�odo 2004-2016, la participaci�n del gas natural distribuido en el consumo final de energ�a para el sector residencial y comercial ha sido muy baja, alcanzando un promedio de 1% y un pico en el 2016 de 3.2%. A juicio experto del autor, se estima que la participaci�n en el 2018 no super� el 4%. En cuanto al GLP, en el mismo per�odo este recurso energ�tico ha mantenido un mayor crecimiento, alcanzado un TACC de 4.5% mientras que la biomasa (le�a, bosta y yareta) tuvo un TACC negativo de 1.9% (debido al consumo del GLP en los sectores rurales). Esta ligera reducci�n del consumo de biomasa se da desde el a�o 2010, coincidiendo con la puesta en marcha del programa de distribuci�n de cocinas y balones de GLP a nivel nacional por parte del gobierno principalmente en zonas rurales alto-andinas y de mayor vulnerabilidad del pa�s, lo cual intensific� a�n m�s el consumo del GLP en este sector. Est� claro que en nuestro pa�s la biomasa est� concentrado y arraigado en las zonas rurales mientras que el GLP y el gas natural distribuido lo ser�n para las zonas urbanas. Los factores determinantes que obstaculizan la aplicabilidad del gas natural y el GLP en las zonas rurales son las complejidades para el abastecimiento y distribuci�n debido a la ubicaci�n remota y de dif�cil acceso por v�a terrestre de estas poblaciones rurales y los costos per c�pita relativamente altos dado la baja densidad poblacional en dichas zonas. Estos factores encarecen el costo del gas natural y del GLP resultando menos atractivos para estas poblaciones de bajos recursos econ�mico, optando de esta manera por la biomasa. Por lo tanto, se puede afirmar que, desde el inicio del proceso de masificaci�n en el a�o 2004, en el sector residencial y comercial no se ha logrado una sustituci�n efectiva de la biomasa y, por ende, los impactos ambientales en cuanto a la contaminaci�n del aire y la salud humana contin�an representando un grave problema en este importante sector de consumo.
Los esfuerzos a nivel de gobierno para impulsar la masificaci�n del gas natural inspirados en la Pol�tica Energ�tica Nacional del Per� al 2040 (D.S N�064-210-MEM) a trav�s de mecanismos de subsidios (FISE11) y concesiones de distribuci�n por redes de gas y ductos virtuales, no han brindado a�n los resultados esperados en los sectores transporte, residencial y comercial. En el sector residencial y comercial, el gas natural distribuido puede emplearse para la cocci�n de alimentos, el calentamiento de agua, secado y calefacci�n de ambientes, sin embargo, su consumo final en estos dos sectores no ha evolucionado como se esperaba (Figura 9). Durante el per�odo 2004-2016, la participaci�n del gas natural distribuido en el consumo final de energ�a para el sector residencial y comercial ha sido muy baja, alcanzando un promedio de 1% y un pico en el 2016 de 3.2%. A juicio experto del autor, se estima que la participaci�n en el 2018 no super� el 4%. En cuanto al GLP, en el mismo per�odo este recurso energ�tico ha mantenido un mayor crecimiento, alcanzado un TACC de 4.5% mientras que la biomasa (le�a, bosta y yareta) tuvo un TACC negativo de 1.9% (debido al consumo del GLP en los sectores rurales). Esta ligera reducci�n del consumo de biomasa se da desde el a�o 2010, coincidiendo con la puesta en marcha del programa de distribuci�n de cocinas y balones de GLP a nivel nacional por parte del gobierno principalmente en zonas rurales alto-andinas y de mayor vulnerabilidad del pa�s, lo cual intensific� a�n m�s el consumo del GLP en este sector. Est� claro que en nuestro pa�s la biomasa est� concentrado y arraigado en las zonas rurales mientras que el GLP y el gas natural distribuido lo ser�n para las zonas urbanas. Los factores determinantes que obstaculizan la aplicabilidad del gas natural y el GLP en las zonas rurales son las complejidades para el abastecimiento y distribuci�n debido a la ubicaci�n remota y de dif�cil acceso por v�a terrestre de estas poblaciones rurales y los costos per c�pita relativamente altos dado la baja densidad poblacional en dichas zonas. Estos factores encarecen el costo del gas natural y del GLP resultando menos atractivos para estas poblaciones de bajos recursos econ�mico, optando de esta manera por la biomasa. Por lo tanto, se puede afirmar que, desde el inicio del proceso de masificaci�n en el a�o 2004, en el sector residencial y comercial no se ha logrado una sustituci�n efectiva de la biomasa y, por ende, los impactos ambientales en cuanto a la contaminaci�n del aire y la salud humana contin�an representando un grave problema en este importante sector de consumo.
Figura 9. Evoluci�n del consumo
(en GJ) del gas natural versus el GLP y biomasa en el sector
residencial y comercial, para el per�odo 2004-2016.
Fuente: Adaptado de los
Balances Nacionales de Energ�a 2004-2016 (MINEM/DGEE).
En el sector transporte los combustibles predominantes siguen siendo
los hidrocarburos l�quidos derivados del petr�leo (gasolinas,
gasoholes, jet-fuel, di�sel DB5 y petr�leo residual). Estos
combustibles no han mermado su consumo, muy por el contrario contin�an
increment�ndose principalmente el di�sel DB5 (Figura 10 y Figura 11).
Esto indica que los combustibles l�quidos derivados del petr�leo
contin�an siendo m�s competitivos que el gas natural vehicular (GNV),
lo cual desincentiva la masificaci�n del gas natural en el sector
transporte terrestre. S�lo al GLP le hace fuerte competencia el GNV
(Figura 9). Sin embargo, Economides y Wood (2009) afirman que existe
una oportunidad de r�pido crecimiento para el gas natural en el sector
transporte, ya sea directamente (veh�culos a GNV) o mediante la
electrificaci�n del parque automotor (veh�culos el�ctricos). Fern�ndez,
Paredes, y Bernat, (2018) afirman tambi�n que el gas natural est�
ampliamente concebido como el “combustible de transici�n” hacia la
descarbonizaci�n del transporte. En el caso peruano el GNV deber�a
convertirse en el combustible de transici�n para descarbonizar el
sistema de transporte, dominado por los combustibles l�quidos derivados
del petr�leo, como paso previo para la alcanzar la movilidad el�ctrica
(o “electromovilidad”).
Figura 10. Consumo (en GJ) del
gas natural versus el GLP y los combustibles l�quidos derivados del
petr�leo (gasoholes, gasolinas de motor, jet-fuel, di�sel DB5 y
petr�leo residual) en el sector transporte, para el per�odo 2004-2016.
Fuente: Adaptado de los
Balances Nacionales de Energ�a 2004-2016 (MINEM/DGEE).
Figura 11. Consumo de los
combustibles l�quidos derivados del petr�leo (di�sel DB5 gasoholes,
gasolinas de motor) en el sector transporte, para el per�odo 2004-2016.
Fuente: Elaboraci�n del autor a
partir de cifras de Balances Nacionales de Energ�a - MINEM/DGEE.
El sector industrial es el sector que ha mostrado mayor penetraci�n del
gas natural en el per�odo 2004 y 2018 (Figura 11). El efecto se ve
reflejado en una significativa reducci�n del consumo de los derivados
del petr�leo producto de la sustituci�n del gas natural por
combustibles l�quidos. Con respecto al GLP, desde el a�o 2012, su
consumo en este sector presenta una ligera tendencia negativa. Sin
embargo, el impacto del gas natural en el sector industrial se ha dado
s�lo en Lima y Callao, producto de los beneficios otorgados por el
gobierno a inicio de la masificaci�n para impulsar su consumo. Este
efecto positivo no se da fuera de Lima donde los precios del GLP y
derivados de petr�leo son menores respecto al precio final del gas
natural, por tanto, el gas natural no representa a�n una ventaja
competitiva para el mercado industrial en las regiones fuera de Lima.
Coincidentemente desde inicios de la masificaci�n, la infraestructura
para el transporte y distribuci�n de gas natural por tuber�as ha estado
enfocado en Lima (posteriormente Ica) donde los precios del gas natural
son altamente competitivos respecto a los dem�s combustibles, mas no
as� en las dem�s regiones del pa�s que no poseen redes de tuber�as para
el transporte y distribuci�n de gas natural y donde el precio del gas
natural no favorece la conversi�n de las industrias, persistiendo la
demanda de GLP y otros combustibles derivados de petr�leo.
Figura 12. Consumo (en GJ) del
gas natural versus el GLP y los combustibles l�quidos derivados del
petr�leo en el sector industrial, para el per�odo 2004-2016.
Fuente: Elaboraci�n del autor a
partir de cifras de Balances Nacionales de Energ�a - MINEM/DGEE.
CONCLUSIONES
Dada la importancia del compromiso del Per� con los ODS y la Agenda 2030, se concluye que existe una brecha significativa del aprovechamiento del gas natural en los sectores transporte e industrial, los cuales son altamente demandantes de combustibles l�quidos derivados del petr�leo, por lo tanto, incrementar la demanda de gas natural en dichos sectores contribuir� de manera importante a una mayor reducci�n de las emisiones de CO2. Asimismo, en el sector el�ctrico las emisiones de CO2 producidas por las centrales termoel�ctricas a gas natural tienen un crecimiento sostenido desde el a�o 2005, lo cual no es favorable para la mitigaci�n de emisiones de CO2 y esto conlleva a la necesidad de incorporar al sistema el�ctrico del pa�s un mayor n�mero de centrales a ciclo combinado, centrales hidr�ulicas y centrales RER12 para satisfacer la demanda el�ctrica futura.
La producci�n de gas natural alcanz� en el 2018 una participaci�n del 43% del consumo total de la energ�a primaria en el pa�s. Desde el a�o 2011 dicha participaci�n se ha mantenido debido principalmente a la ralentizaci�n de la actividad exploratoria y extractiva. Asimismo, en los �ltimos 10 a�os las reservas probadas de gas natural no han tenido mayor incremento y la reserva total (3P) viene teniendo una tendencia negativa, sin embargo, esta situaci�n a�n no se manifiesta como una situaci�n cr�tica debido a que en los �ltimos 15 a�os el consumo total de gas natural ha representado s�lo el 27.5% de las reservas probadas, con lo cual se dispone de gas natural para acompa�ar la transici�n energ�tica en nuestro pa�s por varias d�cadas.
La masificaci�n del gas natural en el Per� desde su inicio en el 2004, no ha logrado una considerable expansi�n en el mercado local (interno) a excepci�n del mercado el�ctrico, donde el gas natural distribuido alcanz� en el 2016 un 71.5% de participaci�n seguido del sector industrial con un 17.5%, sector transporte con un 6.7% y un casi nulo 0.33% y 0.24% para los sectores residencial y comercial, respectiva-mente. Basado en los valores del �ndice de Avance de la Masificaci�n del Gas Natural (RMGN) propuesto y medido en la p�gina 56 (Ecuaci�n 1), concluimos que en los �ltimos 15 a�os el foco de la masificaci�n en el sector residencial no ha logrado a�n una significativa cobertura de conexiones domiciliarias, llegando a la fecha a casi 900 mil conexiones y beneficiando a 3.7 millones de peruanos que representan s�lo el 11.7% de la poblaci�n del pa�s. Muy lejos de los casi 9 millones de conexiones domiciliarias alcanzados en Colombia en los �ltimos 32 a�os y que ha beneficiado a 33.4 millones de habitantes, es decir a casi el 70% de su poblaci�n a nivel nacional. Futuras investigaciones podr�an complementar la ecuaci�n planteada para el c�lculo del �ndice RMGN, considerando otras variables como la regulaci�n, entendiendo que una sobrerregulaci�n (Sobre_Reg) desalienta y desacelera el avance de la masificaci�n cuyos efectos negativos podr�an ser contrarrestados por la innovaci�n tecnol�gica (I_Tecn), es decir, nueva tecnolog�a a gas natural con equipos m�s eficientes (por ejemplo, sistemas de micro cogeneraci�n para la climatizaci�n de ambientes, calentamiento de agua y autogeneraci�n el�ctrica en edificios comerciales y viviendas multifamiliares), transporte de gas natural distribuido (por ejemplo, sistemas de transporte con GNL o Bio-GNL) en zonas urbanas donde a�n no existen redes de distribuci�n de gas y la innovaci�n en los procesos (I_Proc), es decir, una agresiva penetraci�n de la cultura de “eficiencia energ�tica” y la “generaci�n distribuida” que conlleve a un incremento progresivo de la demanda de gas natural en los sectores residencial y comercial, transporte e industria, para lo cual la nueva ecuaci�n se podr�a plantear de la siguiente forma:
Dada la importancia del compromiso del Per� con los ODS y la Agenda 2030, se concluye que existe una brecha significativa del aprovechamiento del gas natural en los sectores transporte e industrial, los cuales son altamente demandantes de combustibles l�quidos derivados del petr�leo, por lo tanto, incrementar la demanda de gas natural en dichos sectores contribuir� de manera importante a una mayor reducci�n de las emisiones de CO2. Asimismo, en el sector el�ctrico las emisiones de CO2 producidas por las centrales termoel�ctricas a gas natural tienen un crecimiento sostenido desde el a�o 2005, lo cual no es favorable para la mitigaci�n de emisiones de CO2 y esto conlleva a la necesidad de incorporar al sistema el�ctrico del pa�s un mayor n�mero de centrales a ciclo combinado, centrales hidr�ulicas y centrales RER12 para satisfacer la demanda el�ctrica futura.
La producci�n de gas natural alcanz� en el 2018 una participaci�n del 43% del consumo total de la energ�a primaria en el pa�s. Desde el a�o 2011 dicha participaci�n se ha mantenido debido principalmente a la ralentizaci�n de la actividad exploratoria y extractiva. Asimismo, en los �ltimos 10 a�os las reservas probadas de gas natural no han tenido mayor incremento y la reserva total (3P) viene teniendo una tendencia negativa, sin embargo, esta situaci�n a�n no se manifiesta como una situaci�n cr�tica debido a que en los �ltimos 15 a�os el consumo total de gas natural ha representado s�lo el 27.5% de las reservas probadas, con lo cual se dispone de gas natural para acompa�ar la transici�n energ�tica en nuestro pa�s por varias d�cadas.
La masificaci�n del gas natural en el Per� desde su inicio en el 2004, no ha logrado una considerable expansi�n en el mercado local (interno) a excepci�n del mercado el�ctrico, donde el gas natural distribuido alcanz� en el 2016 un 71.5% de participaci�n seguido del sector industrial con un 17.5%, sector transporte con un 6.7% y un casi nulo 0.33% y 0.24% para los sectores residencial y comercial, respectiva-mente. Basado en los valores del �ndice de Avance de la Masificaci�n del Gas Natural (RMGN) propuesto y medido en la p�gina 56 (Ecuaci�n 1), concluimos que en los �ltimos 15 a�os el foco de la masificaci�n en el sector residencial no ha logrado a�n una significativa cobertura de conexiones domiciliarias, llegando a la fecha a casi 900 mil conexiones y beneficiando a 3.7 millones de peruanos que representan s�lo el 11.7% de la poblaci�n del pa�s. Muy lejos de los casi 9 millones de conexiones domiciliarias alcanzados en Colombia en los �ltimos 32 a�os y que ha beneficiado a 33.4 millones de habitantes, es decir a casi el 70% de su poblaci�n a nivel nacional. Futuras investigaciones podr�an complementar la ecuaci�n planteada para el c�lculo del �ndice RMGN, considerando otras variables como la regulaci�n, entendiendo que una sobrerregulaci�n (Sobre_Reg) desalienta y desacelera el avance de la masificaci�n cuyos efectos negativos podr�an ser contrarrestados por la innovaci�n tecnol�gica (I_Tecn), es decir, nueva tecnolog�a a gas natural con equipos m�s eficientes (por ejemplo, sistemas de micro cogeneraci�n para la climatizaci�n de ambientes, calentamiento de agua y autogeneraci�n el�ctrica en edificios comerciales y viviendas multifamiliares), transporte de gas natural distribuido (por ejemplo, sistemas de transporte con GNL o Bio-GNL) en zonas urbanas donde a�n no existen redes de distribuci�n de gas y la innovaci�n en los procesos (I_Proc), es decir, una agresiva penetraci�n de la cultura de “eficiencia energ�tica” y la “generaci�n distribuida” que conlleve a un incremento progresivo de la demanda de gas natural en los sectores residencial y comercial, transporte e industria, para lo cual la nueva ecuaci�n se podr�a plantear de la siguiente forma:
(Ecuaci�n 2)
RMGN = I T&D* %Pob MGN* (ITecn + IProc)
----------------------------------------------
t MGN* (Sobre_Reg)
RMGN = I T&D* %Pob MGN* (ITecn + IProc)
----------------------------------------------
t MGN* (Sobre_Reg)
Seg�n informaci�n del gobierno (MINEM), la meta para el 2021 (A�o del
Bicentenario de la Rep�blica) es alcanzar 1.5 millones de hogares en el
Per� con suministro de gas natural, lo que beneficiar�a alrededor de
5.2 millones de peruanos. Sin embargo, para lograr esta meta se debe
primero masificar el gas natural a nivel industrial, lo cual permitir�
mejorar la competitividad de este recurso con respecto a otras fuentes
con las cuales compite en el mercado interno como son: a) sector
transporte (GLP y derivados del petr�leo), b) sector residencial y
comercial (GLP en zonas urbanas), c) sector industrial (GLP, di�sel B5
y petr�leo residual). Como consecuencia de todo ello, se generar�n
mayores beneficios econ�micos que permitir�n cumplir con el objetivo
social de brindar acceso a la poblaci�n de menores recursos mediante
subsidios cruzados. Debe tenerse muy en cuenta que en los centros
poblados rurales13 en donde se concentra el 20.7% de la
poblaci�n del pa�s (6’069,991 habitantes) (INEI, 2017), el gas natural
no compite con la biomasa por las razones ya explicadas y en su lugar
seg�n (IEA, 2016), el GLP deber�a ser el recurso para la sustituci�n de
la biomasa en hogares de estas zonas del pa�s para la cocci�n de
alimentos principalmente. Por lo tanto, en los sectores residencial,
comercial y transporte, el gas natural distribuido debe enfocarse para
su abastecimiento y uso final s�lo en los centros poblados urbanos, el
cual representa el 79.3% de la poblaci�n del Per� (23’311,893
habitantes) (INEI, 2017). Respecto al sector el�ctrico, si bien el gas
natural ha desplazado de manera significativa al carb�n, petr�leo y
di�sel, ha habido en los �ltimos a�os un incremento sostenido de las
emisiones de CO2 debido a una mayor generaci�n el�ctrica con
gas natural, lo cual no contribuye al cumplimiento pa�s de los ODS de
la Agenda 2030, por lo tanto, la expansi�n futura de la potencia
instalada de generaci�n el�ctrica deber�a mantener el siguiente orden
de prelaci�n: 1) hidr�ulica, 2) solar y e�lica y 3) t�rmicas. Asimismo,
se deber�a promocionar y fomentar mucho m�s a nivel industrial, los
sistemas el�ctricos de potencia “h�bridos”14 con base en el
gas natural y las energ�as renovables para la autogeneraci�n el�ctrica
(generaci�n distribuida en sistemas aislados).
Finalmente, se concluye que el Per� dispone de suficientes reservas probadas de gas natural para acompa�ar una transici�n energ�tica por varias d�cadas, por tanto, no deber�a ser desaprovechado este valioso recurso energ�tico. Asimismo, en un contexto mundial de alta penetraci�n de las energ�as renovables, en el Per� el gas natural no deber�a ser visto como una competencia para las energ�as limpias sino como un recurso energ�tico que se complementa casi perfectamente con ellas, principalmente con la energ�a e�lica, solar, biog�s y bio-GNL. Asimismo, los responsables de la formulaci�n de pol�ticas en el pa�s deber�an apuntar a seguir mejorando la competitividad del gas natural y aprovechar los beneficios de su excelente complementariedad con las energ�as renovables. Futuras investigaciones podr�an examinar y proponer nuevos modelos de negocios que permitan acelerar la expansi�n y cobertura del suministro del gas natural tanto al sector industrial como a los sectores transporte, residencial y comercial, en combinaci�n con las energ�as renovables (biog�s), proporcionando as� mayores evidencias de la complementariedad del gas natural con las energ�as renovables.
Finalmente, se concluye que el Per� dispone de suficientes reservas probadas de gas natural para acompa�ar una transici�n energ�tica por varias d�cadas, por tanto, no deber�a ser desaprovechado este valioso recurso energ�tico. Asimismo, en un contexto mundial de alta penetraci�n de las energ�as renovables, en el Per� el gas natural no deber�a ser visto como una competencia para las energ�as limpias sino como un recurso energ�tico que se complementa casi perfectamente con ellas, principalmente con la energ�a e�lica, solar, biog�s y bio-GNL. Asimismo, los responsables de la formulaci�n de pol�ticas en el pa�s deber�an apuntar a seguir mejorando la competitividad del gas natural y aprovechar los beneficios de su excelente complementariedad con las energ�as renovables. Futuras investigaciones podr�an examinar y proponer nuevos modelos de negocios que permitan acelerar la expansi�n y cobertura del suministro del gas natural tanto al sector industrial como a los sectores transporte, residencial y comercial, en combinaci�n con las energ�as renovables (biog�s), proporcionando as� mayores evidencias de la complementariedad del gas natural con las energ�as renovables.
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Notas a pie de p�gina:
1 Diversos estudios acad�micos (Brown et al., 2009; Levi, 2013; Littell, 2017; Gillingham & Huang, 2019) examinan el rol del gas natural hacia un futuro bajo en carbono, empleando el t�rmino “combustible puente”.
2 Various academic studies (Brown et al., 2009; Levi, 2013; Littell, 2017; Gillingham & Huang, 2019) examine the role of natural gas towards a low-carbon future, using the term “bridging fuel”.
3 World Energy Council (WEC). Recuperado de https:// www.worldenergy.org/work-programme/strategic-insight /assessment-of-energy-climate-change-policy/
4 International Energy Agency (IEA). Recuperado de https://www.iea.org/topics/naturalgas/
5 Recuperado de https://www.ief.org/news/natural-gas-the-destination-fuel-for-a-sustainable-low-carbon-global-economy
6 Enti�ndase por energ�a primaria, a los diferentes recursos energ�ticos obtenidos de la naturaleza, en forma directa (e.g. energ�a hidr�ulica o solar, la le�a y otros combustibles vegetales) o despu�s de un proceso de extracci�n (petr�leo, gas natural, carb�n mineral, etc.) (Balance Nacional de Energ�a 2016, MINEM)
7 Seg�n el Balance Nacional de Energ�a 2016 (MINEM), “se denomina energ�a secundaria a los diferentes productos energ�ticos que provienen de los distintos centros de transformaci�n y cuyo destino son los diversos sectores del consumo y/u otros centros de transformaci�n” (p. 134)
8 SEIN, es el Sistema El�ctrico Interconectado Nacional del Per�, que abastece de electricidad a la mayor parte del pa�s. Para este estudio, se consideran s�lo las centrales termoel�ctricas a gas natural.
9 Corresponde a los sistemas el�ctricos de potencia que operan de forma aislada del SEIN y son demandantes de gas natural como combustible para la autogeneraci�n el�ctrica.
10 BRICS (Brasil, Rusia, India, China y Sud�frica).
11 Fondo de Inclusi�n Social Energ�tico (FISE), cuyos recursos econ�micos provienen de los grandes consumidores de electricidad, del servicio de transporte de gas natural y de la producci�n e importaci�n de combustibles. Creado en el 2012, con el fin de brindar a las poblaciones m�s vulnerables del pa�s, de energ�a menos contaminante (http://www.fise. gob.pe/gas-natural.html).
12 Centrales RER (Centrales con Recursos Energ�ticos Renovables: e�lica, solar, biomasa, mini-hidr�ulicas, geot�rmica). http://www.osinergmin.gob.pe/empresas/ energias-renovables/tecnologias-rer/introduccion
13 “Se considera centros poblados rurales, aquellos que tienen menos de 2 mil habitantes” (INEI, 2017, pp. 5)
14 En ingl�s, Hybrid Power Generation Systems (HPGS)
Notas a pie de p�gina:
1 Diversos estudios acad�micos (Brown et al., 2009; Levi, 2013; Littell, 2017; Gillingham & Huang, 2019) examinan el rol del gas natural hacia un futuro bajo en carbono, empleando el t�rmino “combustible puente”.
2 Various academic studies (Brown et al., 2009; Levi, 2013; Littell, 2017; Gillingham & Huang, 2019) examine the role of natural gas towards a low-carbon future, using the term “bridging fuel”.
3 World Energy Council (WEC). Recuperado de https:// www.worldenergy.org/work-programme/strategic-insight /assessment-of-energy-climate-change-policy/
4 International Energy Agency (IEA). Recuperado de https://www.iea.org/topics/naturalgas/
5 Recuperado de https://www.ief.org/news/natural-gas-the-destination-fuel-for-a-sustainable-low-carbon-global-economy
6 Enti�ndase por energ�a primaria, a los diferentes recursos energ�ticos obtenidos de la naturaleza, en forma directa (e.g. energ�a hidr�ulica o solar, la le�a y otros combustibles vegetales) o despu�s de un proceso de extracci�n (petr�leo, gas natural, carb�n mineral, etc.) (Balance Nacional de Energ�a 2016, MINEM)
7 Seg�n el Balance Nacional de Energ�a 2016 (MINEM), “se denomina energ�a secundaria a los diferentes productos energ�ticos que provienen de los distintos centros de transformaci�n y cuyo destino son los diversos sectores del consumo y/u otros centros de transformaci�n” (p. 134)
8 SEIN, es el Sistema El�ctrico Interconectado Nacional del Per�, que abastece de electricidad a la mayor parte del pa�s. Para este estudio, se consideran s�lo las centrales termoel�ctricas a gas natural.
9 Corresponde a los sistemas el�ctricos de potencia que operan de forma aislada del SEIN y son demandantes de gas natural como combustible para la autogeneraci�n el�ctrica.
10 BRICS (Brasil, Rusia, India, China y Sud�frica).
11 Fondo de Inclusi�n Social Energ�tico (FISE), cuyos recursos econ�micos provienen de los grandes consumidores de electricidad, del servicio de transporte de gas natural y de la producci�n e importaci�n de combustibles. Creado en el 2012, con el fin de brindar a las poblaciones m�s vulnerables del pa�s, de energ�a menos contaminante (http://www.fise. gob.pe/gas-natural.html).
12 Centrales RER (Centrales con Recursos Energ�ticos Renovables: e�lica, solar, biomasa, mini-hidr�ulicas, geot�rmica). http://www.osinergmin.gob.pe/empresas/ energias-renovables/tecnologias-rer/introduccion
13 “Se considera centros poblados rurales, aquellos que tienen menos de 2 mil habitantes” (INEI, 2017, pp. 5)
14 En ingl�s, Hybrid Power Generation Systems (HPGS)