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NOVIEMBRE 2011

Observatorio de

Energías Renovables en América Latina y el Caribe

PERÚ Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas Producto 2: Estado del Arte

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PERÚ El presente documento fue elaborado por el consultor: CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE (CENERGIA) Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI). Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente.

Perú- Productos I y II







CASO PERU Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas Producto 2: Estado del Arte







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Perú- Productos I y II







CONTENIDO RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................................. 8 1.

LÍNEA BASE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS ................................................... 13 1.1

Introducción............................................................................................................................... 13

1.2

Metodología............................................................................................................................... 13

1.3

Información Energética General del País .................................................................................. 14

1.3.1

Producto Interno Bruto (PIB) ........................................................................................... 14

1.3.2

Intensidad Energética........................................................................................................ 15

1.3.3

Consumo de Energía por Habitante .................................................................................. 16

1.3.4

Potencial Energético ......................................................................................................... 17

1.3.5

Producción de Energía Primaria ....................................................................................... 19

1.3.6

Consumo Final de Energía................................................................................................ 20

1.3.7

Evolución del Consumo Final por Fuentes....................................................................... 22

1.3.8

Evolución del Consumo Final por Sectores...................................................................... 23

1.3.9

Consumo de Energía del Sector Eléctrico en Perú ........................................................... 24

1.3.10

Capacidad Instalada de Generación Eléctrica por Tipo de Tecnología a Nivel Nacional 24

1.3.11

Capacidad Instalada en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ............................ 25

1.3.12

Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Tecnología a Nivel Nacional .................... 25

1.3.13

Emisiones de CO2 ............................................................................................................. 30

1.3.14

Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) .................................................. 34

1.3.15

Perspectivas de las Energías Renovables en el Perú ........................................................ 39

1.4 1.4.1

Marco Legal General de la Actividad Eléctrica ............................................................... 40

1.4.2

Régimen Tarifario General ............................................................................................... 43

1.4.3

Mercado Eléctrico Peruano............................................................................................... 45

1.4.4

Marco Legal de las Energías Renovables e Incentivos Tributarios.................................. 48

1.4.5

Resultados y Análisis de la Aplicación del Marco Legal de las Energías Renovables .... 52

1.4.6

Institucionalidad ............................................................................................................... 56

1.4.7

Proceso que se debe seguir para desarrollar un Proyecto de Energía Renovable............. 58

1.5

Instalaciones de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables.................................. 62

1.5.1

Información sobre las Instalaciones más Relevantes de Energías Renovables ................ 62

1.5.2

Información sobre las Instalaciones más Relevantes en el SEIN ..................................... 91

1.6

Lecciones Aprendidas ............................................................................................................. 109

1.7

Conclusiones............................................................................................................................ 110

2.

ESTADO DEL ARTE............................................................................................................. 112 2.1

Introducción............................................................................................................................. 112

2.2

Metodología............................................................................................................................. 113

2.2.1

Fuentes de Información .................................................................................................. 113

2.2.2

Criterios de Selección ..................................................................................................... 114

2.3




Marco Legal e Institucional de las Energías Renovables .......................................................... 40

C.H. Santa Cruz II ................................................................................................................... 115

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Perú- Productos I y II





 2.3.1

Descripción General del Proyecto .................................................................................. 115

2.3.2

Objetivos del Proyecto.................................................................................................... 116

2.3.3

Análisis de Actores ......................................................................................................... 116

2.3.4

Aspectos Legales ............................................................................................................ 117

2.3.5

Aspectos Tecnológicos ................................................................................................... 119

2.3.6

Aspectos Económicos ..................................................................................................... 120

2.3.7

Aspectos Sociales ........................................................................................................... 121

2.3.8

Aspectos Ambientales .................................................................................................... 122

2.3.9

Barreras Encontradas ...................................................................................................... 123

2.3.10

Factores de Éxito para la Replicabilidad ........................................................................ 124

2.4

Central Térmica a Bagazo Paramonga I .................................................................................. 125

2.4.1

Descripción General del Proyecto .................................................................................. 125

2.4.2

Objetivos del Proyecto.................................................................................................... 126

2.4.3

Análisis de los Actores ................................................................................................... 126

2.4.4

Aspectos Legales ............................................................................................................ 127

2.4.5

Aspectos Tecnológicos ................................................................................................... 129

2.4.6

Aspectos Económicos ..................................................................................................... 130

2.4.7

Aspectos Sociales ........................................................................................................... 131

2.4.8

Aspectos Ambientales .................................................................................................... 132

2.4.9

Barreras Encontradas ...................................................................................................... 133

2.4.10

Factores de Éxito para la Replicabilidad ........................................................................ 134

2.5

Entrevistas a Representantes de los Proyectos: C.H. Santa Cruz II, C.T. Paramonga I, C.H. La Joya y C.E. Talara ................................................................................................................... 134

2.6

Declaraciones de Representantes del Gobierno sobre Proyectos con Energía Renovables .... 146

2.7

Lecciones Aprendidas ............................................................................................................. 150

2.8

Conclusiones............................................................................................................................ 152

ANEXOS: Anexo Nº 1: Anexo N° 2:

Ficha del País Información de tarifas

RELACIÓN DE CUADROS: Cuadro N° 1: Perú: Potencial Energético Renovable ................................................................................ 18 Cuadro N° 2: Producción Interna de Energía Primaria (TJ)...................................................................... 19 Cuadro N° 3: Consumo Final de Energía por Fuentes (TJ)....................................................................... 21 Cuadro N° 4: Consumo Final de Total de Energía por Sectores (TJ) ....................................................... 22 Cuadro N° 5: Capacidad Instalada 2010 (MW) ........................................................................................ 24 Cuadro N° 6: Producción de Energía 2010 (GWh) ................................................................................... 26 Cuadro N° 7: Consumo de Energía en el SEIN por Sectores (2010) ........................................................ 29 Cuadro N° 8: Variación de las emisiones de GEI en Relación al Incremento del PIB ............................. 30 Cuadro N° 9: Estructura de Precios Vigente al 01 de abril del 2010* ...................................................... 31 Cuadro N° 10: Proyectos Peruanos que Actualmente Reciben CER’s ..................................................... 37 Cuadro N° 11: Portafolio de Proyectos de Carbono del FONAN – Sector Energía ................................. 37 Cuadro N° 12: Ranking de Países Anfitriones de MDL............................................................................ 38 Cuadro N° 13: Proyectos Peruanos que Actualmente Reciben VER’s ..................................................... 39 Cuadro N° 14: Resumen de la Primera Subasta RER ............................................................................... 53 Cuadro N° 15: Efecto de la Primera Subasta RER en el Precio a Nivel de Generación ........................... 54




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Perú- Productos I y II







Cuadro N° 16: Resultados de la Segunda Convocatoria de la Primera Subasta RER............................... 54 Cuadro N° 17: Estructura de la Segunda Subasta RER............................................................................. 55 Cuadro N° 18: Proyectos RER .................................................................................................................. 63 Cuadro N° 19: Central Hidroeléctrica Purmacana .................................................................................... 64 Cuadro N° 20: Central Hidroeléctrica Roncador....................................................................................... 65 Cuadro N° 21: Central Hidroeléctrica Santa Cruz I .................................................................................. 66 Cuadro N° 22: Central Hidroeléctrica Caña Brava ................................................................................... 67 Cuadro N° 23: Central Hidroeléctrica Santa Cruz II................................................................................. 68 Cuadro N° 24: Central Hidroeléctrica La Joya.......................................................................................... 69 Cuadro N° 25: Central Hidroeléctrica Poechos II ..................................................................................... 70 Cuadro N° 26: Central Hidroeléctrica Carhuaquero IV ............................................................................ 71 Cuadro N° 27: Central Hidroeléctrica Nuevo Imperial ............................................................................. 72 Cuadro N° 28: Central Hidroeléctrica Yanampa....................................................................................... 73 Cuadro N° 29: Central Hidroeléctrica Shima ............................................................................................ 74 Cuadro N° 30: Central Hidroeléctrica Huasahuasi I ................................................................................. 75 Cuadro N° 31: Central Hidroeléctrica Huasahuasi II ................................................................................ 76 Cuadro N° 32: Central Hidroeléctrica Las Pizarras .................................................................................. 77 Cuadro N° 33: Central Hidroeléctrica Chancay ........................................................................................ 78 Cuadro N° 34: Central Hidroeléctrica Ángel I .......................................................................................... 79 Cuadro N° 35: Central Hidroeléctrica Ángel II......................................................................................... 80 Cuadro N° 36: Central Hidroeléctrica Ángel III ....................................................................................... 81 Cuadro N° 37: Central Térmica Paramonga I ........................................................................................... 82 Cuadro N° 38: Central Térmica Huaycoloro............................................................................................. 83 Cuadro N° 39: Central Eólica Talara......................................................................................................... 84 Cuadro N° 40: Central Eólica Marcona..................................................................................................... 85 Cuadro N° 41: Central Eólica Cupisnique................................................................................................. 86 Cuadro N° 42: Central Panamericana Solar .............................................................................................. 87 Cuadro N° 43: Central Majes Solar........................................................................................................... 88 Cuadro N° 44: Central Repartición Solar .................................................................................................. 89 Cuadro N° 45: Central Tacna Solar........................................................................................................... 90 Cuadro N° 46: Centrales de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables más representativas del País ............................................................................................................................. 91 Cuadro N° 47: Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo ....................................................... 92 Cuadro N° 48: Central Hidroeléctrica Restitución .................................................................................... 94 Cuadro N° 49: Central Hidroeléctrica El Platanal..................................................................................... 96 Cuadro N° 50: Central Térmica Ventanilla ............................................................................................... 98 Cuadro N° 51: Central Térmica Kallpa ................................................................................................... 100 Cuadro N° 52: Central Térmica Chilca I ................................................................................................. 102 Cuadro N° 53: Central Térmica Aguaytia ............................................................................................... 104 Cuadro N° 54: Central Térmica Oquendo ............................................................................................... 106 Cuadro N° 55: Central Térmica Ilo II...................................................................................................... 107 Cuadro N° 56: Resumen de Entrevistas Realizadas a Emprendedores ................................................... 113 Cuadro N° 57: Resumen de Entrevistas Realizadas a Representantes del Ministerio de Energía y Minas........................................................................................................................... 114 Cuadro N° 58: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación.............................. 118 Cuadro N° 59: Disponibilidad del Recurso para la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II ...................... 120 Cuadro N° 60: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación.............................. 128 Cuadro N° 61: Valores Mínimos de Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y Relación entre Energía Eléctrica y Calor Útil (C).................................................................................. 130 Cuadro N° 62: Resumen de Entrevistas Realizadas a los Emprendedores de Proyectos ........................ 144




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Perú- Productos I y II







RELACIÓN DE GRÁFICOS Gráfico N° 1: Evolución del PIB ............................................................................................................... 15 Gráfico N° 2: Intensidad Energética .......................................................................................................... 16 Gráfico N° 3: Consumo de Energía por Habitante .................................................................................... 16 Gráfico N° 4: Ubicación del Yacimiento de Camisea y Sistema de Transporte del Gas Natural y Líquidos ............................................................................................................................. 17 Gráfico N° 5: Reservas Probadas de Energía Comercial (2009) ............................................................... 19 Gráfico N° 6: Estructura de la Producción de Energía Primaria (2009).................................................... 20 Gráfico N° 7: Evolución de la Producción Interna de Energía Primaria (TJ) desde el año....................... 20 Gráfico N° 8: Estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes (2009) ........................................... 21 Gráfico N° 9: Consumo Final de Energía por Sectores Económicos (2009)............................................. 22 Gráfico N° 10: Evolución de la Estructura del Consumo Final de Energéticos ........................................ 23 Gráfico N° 11: Evolución del Consumo Final por Sectores Económicos (1990-2009) ............................ 23 Gráfico N° 12: Evolución de la Estructura del Consumo de Energía para la Generación Eléctrica, 1990 y 2009...................................................................................................................... 24 Gráfico N° 13: Capacidad Efectiva en el SEIN (2011). ............................................................................ 25 Gráfico N° 14: Producción Nacional de Energía por Sistema ................................................................... 26 Gráfico N° 15: Producción Nacional de Energía por Fuente..................................................................... 26 Gráfico N° 16: Estructura de la Producción de Energía en el SEIN (2010) .............................................. 27 Gráfico N° 17: Evolución de la Producción de Energía por Fuentes en el SEIN ...................................... 28 Gráfico N° 18: Capacidad Efectiva vs Máxima Demanda ........................................................................ 28 Gráfico N° 19: Evolución de la Máxima Demanda en el SEIN................................................................. 29 Gráfico N° 20: Distribución Porcentual de las Emisiones Totales de GEI por Categorías ....................... 31 Gráfico N° 21: Emisiones de CO2 Generadas por el Consumo Final de Energía Comercial .................... 32 Gráfico N° 22: Emisiones de CO2 por Sectores Económicos .................................................................... 33 Gráfico N° 23: Ciclo Proyecto MDL ......................................................................................................... 35 Gráfico N° 24: Evolución del Portafolio de Proyectos MDL .................................................................... 36 Gráfico N° 25 : Composición de La Tarifa Aplicada al Usuario Final...................................................... 44 Gráfico N° 26 : Estructura de la Tarifa Aplicada al Usuario Final (2010) ................................................ 45 Gráfico N° 27 : Mercado Eléctrico Peruano .............................................................................................. 45 Gráfico N° 28: Evolución del Precio Spot y de la Tarifa en Barra en el SEIN (1999-2010) .................... 47 Gráfico N° 29 : Precios Promedios de Clientes Libres por Actividad Económica.................................... 48 Gráfico N° 30 : Esquema de la Remuneración RER ................................................................................. 50 Gráfico N° 31: Tarifas Aplicadas a la Generación de Energía con Fuentes Renovables en Diferentes Países................................................................................................................................ 55 Gráfico N° 32: Tarifas Aplicadas a la Generación con Energía Solar Fotovoltaica.................................. 56 Gráfico N° 33 : Agentes del Subsector Eléctrico....................................................................................... 57 Gráfico N° 34: Proceso de Desarrollo de un Proyecto RER...................................................................... 59 Gráfico N° 35: Casa de Máquinas C.H. Antúnez de Mayolo .................................................................... 93 Gráfico N° 36: Casa de Máquinas C.H. Restitución.................................................................................. 95 Gráfico N° 37: Desarenador C.H. El Platanal............................................................................................ 97 Gráfico N° 38: Central Térmica Ventanilla ............................................................................................... 99 Gráfico N° 39: Central Térmica Kallpa ................................................................................................... 101 Gráfico N° 40: Central Térmica Chilca Uno ........................................................................................... 103 Gráfico N° 41: Central Térmica Aguaytia ............................................................................................... 105 Gráfico N° 42: Central Térmica Ilo II...................................................................................................... 108 Gráfico N° 43: Criterios de Selección de Casos de Estudio .................................................................... 115 Gráfico N° 44: Ubicación Geográfica del Proyecto................................................................................. 116 Gráfico N° 45: Casa de Máquinas de la C.H. Santa Cruz II .................................................................... 125 Gráfico N° 46: Ubicación Geográfica del Proyecto................................................................................. 126 Gráfico N° 47: Esquema del Proyecto y Disposición del Bagazo ........................................................... 134




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Perú- Productos I y II







ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS AT AIPSAA ANA AND ANP BNE C.E. CELEPSA C.H. CMNUCC C.T. C.S. CER’s COES DGAAE

Alta Tensión Agroindustrial Paramonga S.A.A. Autoridad Nacional del Agua Autoridad Nacional Designada Área Natural Protegida Balance Nacional de Energía Central Eólica Compañía Eléctrica El Platanal S.A. Central Hidroeléctrica Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático Central Térmica Central Solar Certificados de Emisiones Reducidas Comité de Operación Económica del Sistema Oficina General de Asuntos Ambientales Energéticos Director de la Dirección General de Cambio Climático, Desertificación y DGCCDRH Recursos Hídricos DGE Dirección General de Electricidad DGEE Dirección General de Eficiencia Energética DGER Dirección General de Electrificación Rural D.L. Decreto Ley DOE Entidad Operacional Designada D.S. Decreto Supremo EIA Estudio de Impacto Ambiental ELECTROPERU Electricidad del Perú S.A. Energía del Sur S.A. ENERSUR EREF Fondo parta Energías Renovables FONAN Fondo Nacional del Ambiente FONER Fondo Nacional de Electrificación Rural GEI Gases de Efecto Invernadero HCFCs Hidroclorofluorocarburos IGV Impuesto General a las Ventas INEI Instituto Nacional de Estadística e Informática INDECOPI Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change ISC Impuesto Selectivo al Consumo LCE Ley de Concesiones Eléctricas MAT Muy Alta Tensión MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MEM Ministerio de Energía y Minas MINAG Ministerio de Agricultura MINAM Ministerio del Ambiente OEFA Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental OGGS Oficina General de Gestión Social 


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Perú- Productos I y II





 OLADE

Organización Latinoamericana de Energía

ONU Organización de Naciones Unidas OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería PDD PIB

Project Design Document Producto Interno Bruto

PIN

Project Idea Note

PNER

PPC RER SA S.A.C. SCP SDT SERNANP SEIN SINERSA SGT SPT SST TdR TUPA USCUSS VER´s




Plan Nacional de Electrificación Rural

Plan de Participación Ciudadana Recursos Energéticos Renovables Sistemas Aislados Sociedad Anónima Cerrada Sistema Complementario de Transmisión

Sectores de Distribución Típicos Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Sindicato Energético S.A. Sistema Garantizado de Transmisión

Sistemas Principal Transmisión Sistemas Secundario Transmisión Términos de Referencia
 Texto Único de Procedimientos Administrativos Uso de suelo, cambio de uso suelo y silvicultura Reducciones Verificadas de Emisiones

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RESUMEN EJECUTIVO El presente informe expone y analiza las tecnologías energéticas renovables y las prácticas más relevantes para la generación eléctrica en el Perú. Para ello se describe y analiza el mercado energético nacional, las barreras que han limitado el crecimiento de la inversión en hidroeléctricas y otras energías renovables, el marco legal y regulatorio de electricidad, los resultados de su aplicación, así como la información sobre los proyectos con tecnologías renovables más relevantes y la experiencia de su implementación. El Perú tiene una población cercana a los 30 millones de habitantes (INEI, 2011), cuenta con abundantes recursos naturales y dispone de un alto potencial energético. Mantiene una estabilidad macroeconómica desde hace varios años y su economía está en constante crecimiento. El PIB durante el periodo 2000-2005 ha crecido a una tasa promedio anual de 4.1%, y durante el quinquenio 2006-2010 dicha tasa fue de 7.2% con picos de 7.7% en el 2006, 8.9% en el 2007, 9.8% en el 2008 y 8.9% en el 2010 (MINTRA, 2011); para alcanzar este ritmo de crecimiento es vital contar a su vez con un adecuado suministro de energía y en particular de electricidad. La demanda total de energía en el año 2009 fue de 605 094 TJ, de los cuales 38% corresponden al sector transporte; 29% a los sectores comercial, residencial y público; 27% a los sectores industria, minería, agropecuario, agroindustria y pesca; y, 3% es consumo no energético. Por otro lado, dicha demanda de energía fue abastecida con derivados de petróleo (58.5%), gas natural (12%), energéticos renovables (25.2%) y carbón mineral (4%) (MEM, 2009a). La evolución de la estructura del consumo de energía por productos en el período 1990 - 2009 confirma la preponderancia de las fuentes fósiles y se observa la creciente participación del gas natural como fuente de energía desde el año 2004, cuando entró en operación comercial el proyecto de gas de Camisea. Se puede afirmar que la matriz energética tiene un antes y un después de Camisea, en especial en los sectores electricidad, transporte, industrial y residencial. En el caso de la generación de electricidad la contribución del gas natural pasó de 5.9% en el año 2003 a 35.4% en el 2010. (MEM, 2011i) La demanda total de energía eléctrica durante el 2010 fue de 35 736 GWh, de los cuales 7% corresponde a los Sistemas Aislados y el 93% al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). (MEM, 2011i). La demanda de energía en el SEIN durante el 2010 fue cubierta por hidroelectricidad con 58%, 35.4% con gas natural, 3.3% con carbón mineral, 2.7% con diesel y petróleo residual y 0.2% con biomasa de bagazo. La hidroelectricidad ha reducido su participación en la cobertura de la demanda, debido a que el crecimiento de las inversiones en proyectos hidroeléctricos no ha ido al mismo ritmo con el incremento de la demanda, por ello su contribución en la generación de electricidad se redujo de 87.4% en el año 2000 a 56% en el año 2010. (MEM, 2011i). El consumo de energía ocupa el segundo lugar en las emisiones totales de dióxido de carbono (CO2) en el país. Para el año 2009, las emisiones de dióxido de carbono (CO2)




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Perú- Productos I y II







provenientes del uso de las diferentes fuentes de energía comercial1, ascendieron a 26.9 millones de toneladas, donde el uso de hidrocarburos líquidos fue el que generó más emisiones y representan 87% de dicho total. Por otro lado, las actividades desarrolladas en el sector transporte e industria, son las que mayor cantidad de CO2 liberaron a la atmósfera, ellas concentran 82% del total (MEM, 2009a). Para avanzar en la reducción de emisiones de GEI de las fuentes antropógenas que lo causan y mitigar el cambio climático en el Perú, durante el último decenio se han establecido normas orientadas a promover la aplicación de medidas en los sectores productivos orientados a contribuir directamente a la mitigación del cambio climático, que incluyen la renovación del parque automotor, la mejora de la gestión de residuos sólidos y el desarrollo de proyectos de energías renovables. La Política Energética de Largo Plazo aprobada por D.S. 064-2010-EM, establece como misión disponer de un sistema energético que satisfaga la demanda nacional de energía de manera confiable, regular, continua y eficiente, que promueva el desarrollo sostenible, se soporte en la planificación, en la investigación e innovación tecnológica. Uno de los objetivos de la Política Energética es contar con una matriz energética diversificada con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética, para ello entre los lineamientos de política se señalan la promoción de proyectos e inversiones en base a energías renovables convencionales y no convencionales e hidrocarburos, que contribuyen a garantizar la seguridad energética del País. En este marco, para atender el crecimiento del mercado eléctrico nacional se promueven y se están llevando a cabo inversiones privadas en energías renovable, para lo cual en los últimos años se han realizados ajustes en el marco regulatorio del sector eléctrico peruano. En este sentido los hitos más importantes durante los últimos 20 años, están marcados por: (i) la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844, promulgada en noviembre de 1992; (ii) La Ley para Promover el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832 promulgada en julio de 2006; y, (iii) La Ley para Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, Decreto Legislativo N° 1002, promulgado en mayo de 2008. Además de ello, para asegurar la cobertura de la demanda eléctrica en el país ha tenido un papel clave la Ley para la Promoción del Uso del Gas Natural, Ley Nº 27133, promulgada en junio de 1999 y el desarrollo del proyecto gas natural de Camisea. La LCE fue un importante avance para el sector, entre otros aspectos, desintegró el monopolio estatal verticalmente integrado, mediante la separación de las actividades de generación, transmisión y de distribución (que incluye la comercialización minorista); por otro lado, sentó las bases para la participación del sector privado, la regulación de tarifas en los monopolios naturales (transmisión/distribución), la promoción de la competencia en la actividad de generación estableciendo el despacho con criterios económicos de costos variables de producción, y las tarifas de generación para el mercado regulado se fijan simulando la interacción entre la oferta y la demanda en condiciones de competencia.


 No
 están
 consideradas
 las
 emisiones
 generadas
 por
 las
 fuentes
 no
 comerciales,
 tales
 como
 leña,
 bosta,
yareta
y
carbón
vegetal.


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Sin embargo, las tarifas de generación fijadas por el OSINERGMIN, a las cuales los generadores tenían que vender su producción a los distribuidores para el mercado regulado, resultaron ser insuficientes para promover la inversión en nueva oferta de generación para atender el crecimiento de la demanda. Por otro lado, en el mercado spot se presentaron costos marginales constantemente muy superiores a los precios fijados por el Regulador, desincentivando a que los generadores inviertan para incrementar la capacidad de generación y firmen contratos con las empresas distribuidores. Para superar esta situación se promulgó la Ley N° 28832, orientada a reducir la intervención del ente regulador en la fijación de tarifas de generación. Establece el mecanismo de licitaciones de largo plazo para el suministro de electricidad al mercado regulado con precios resultantes de dichas licitaciones. Los contratos de suministro que obtienen los generadores pueden ser hasta por 20 años. En esta ley se establece incentivos especiales para los proyectos hidroeléctricos a fin de hacerlos competitivos frente a los proyectos termoeléctricos de gas natural. Con este mismo propósito el Ministerio de Energía y Minas tiene la facultad de encargar a PROINVERSIÓN la conducción de licitaciones de suministro de electricidad de largo plazo exclusivamente para proyectos hidroeléctricos. En mayo de 2008 se promulgó el Decreto Legislativo N° 1002 para impulsar las inversiones en tecnologías renovables y diversificar la oferta eléctrica, establece incentivos económicos y el mecanismo de subastas para adjudicar contratos de suministro de energía por 20 años con un precio garantizado igual al de la propuesta adjudicada. A la fecha, en el Perú el sector privado está construyendo importantes proyectos de generación termoeléctrica, hidroeléctrica y otras energías renovables. Entre ellos se incluyen 6 proyectos hidroeléctricos con una capacidad total de 1 282 MW los cuales entrarán en operación comercial entre el 2013 y 2016. Asimismo, se incluyen 18 proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas con una capacidad instalada total de 180 MW, 3 proyectos eólicos con una capacidad total de 142 MW, 4 proyectos solar fotovoltaico con una capacidad total de 80 MW y 2 proyectos de biomasa con una capacidad total de 27 MW, todos los cuales estarán en operación comercial hacia fines de diciembre de 2012. Adicionalmente, está en proceso la segunda subasta de energías renovables que daría como resultado compromisos de inversión para implementar cerca de 480 MW adicionales entre pequeñas hidroeléctricas, biomasa, eólicas y solar fotovoltaica, que deberán entrar en operación comercial antes del 31 de enero de 2015. Todos esos proyectos para el corto y mediano plazo suman un total de 2 191 MW, y constituye el resultado del nuevo marco legal promotor de inversiones en nueva oferta de generación convencional y de energías renovables, el cual se detalla en el presente Estudio. (OSINERMIN, 2011a). Con el interés de compartir la experiencia alcanzada en el desarrollo de las tecnologías renovables, se procedió a formular los criterios para identificar dos casos de estudio que pudieran representar el estado del arte en el Perú. Para ello se seleccionaron 4 proyectos, de los cuales fueron escogidos para su desarrollo la C.H. Santa Cruz II y la central de cogeneración Paramonga I. 


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La Hidroeléctrica Santa Cruz II, se localizada al noroeste de Lima a 2 104.5 m.s.n.m., en la cuenca del río Blanco (Santa Cruz), en el distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas, departamento de Ancash en el Perú. Es una central de filo de agua o de pasada de 6 MW. La inversión en el proyecto ascendió aproximadamente a 10.2 millones de dólares y entró en operación comercial en junio del año 2010, con una producción estimada de 33 GWh/año. La energía total generada, es colocada en el SEIN y liquidada a 55 US$/MWh (OSINERMIN, 2011a), precio de la tarifa adjudicada a esta central en la primera subasta de energías renovables. Se espera que el proyecto desplace 21 082 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) por año y 147 574 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de CERs. (MINAM, 2011a). La central de cogeneración Paramonga I, forma parte de la planta de producción de la empresa Agroindustrial Paramonga S.A.A. (AIPSAA) y está localizada en el distrito de Paramonga, provincia de Barranca, departamento de Lima. El proyecto consiste en una central de generación con turbina de vapor con extracción - condensación con una potencia instalada de 23 megavatios (MW) que utiliza como combustible el bagazo producido como residuo de su actividad productiva. La central térmica de Paramonga entró en operación comercial en marzo del 2010, con una producción anual estimada de 115 GWh/año. La totalidad de la energía generada por la central, es colocada en el SEIN y liquidada a la tarifa adjudicada de 52.00 US$/MWh. (OSINERMIN, 2011a). Los desarrolladores esperan que el proyecto desplace 85 300 tCO2e por año y un total de 170 600 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de CER’s. (MEM, 2011b). Después del análisis de los casos de estudio, se llegó a identificar las barreras que se presentaron al igual que las medidas tomadas para superarlas, todo esto se plasmó en una serie de lecciones aprendidas, para finalmente llegarse a las siguientes conclusiones: • El sector privado está invirtiendo con mayor interés en la implementación de proyectos de energías renovables, debido a la claridad de las reglas de juego establecidas por el Estado. • Los proyectos tienden a aprovechar la normativa RER a través de la adjudicación de cierto porcentaje de la demanda del SEIN mediante la participación en las “subastas de energías renovables” y vienen cumpliendo exitosamente su objetivo con respecto a este compromiso. • El mecanismo de subastas es un instrumento eficaz de promoción de las inversiones, sin embargo algunos desarrolladores señalan que hay aspectos que aún deben mejorarse. • Las entidades encargadas de brindar financiamiento, por cuestiones de riesgo y garantía, tienden a financiar sólo una parte del capital cuando el desarrollador del proyecto es un inversor pequeño. • Por hacer uso de los recursos locales, prácticamente todos los proyectos están sujetos a coordinación con la población local para examinar los beneficios e impactos ambientales que se pueden dar. • Existe un ánimo de colaboración entre las empresas que ya cuentan con proyectos bien desarrollados y los que están en vías de desarrollarlos, en cuanto a brindar ayuda e información del camino a seguir. 


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Finalmente, los factores que determinan el éxito de los proyectos y su replicabilidad son los siguientes: • El marco normativo claro, estable y que promueve la generación de energía con fuentes renovables. • La realización de un análisis detallado y minucioso a nivel técnico del recurso, así como de la ingeniería requerida para la implementación del proyecto. • El poner a disposición de las comunidades ubicadas dentro del área de influencia del proyecto toda la información necesaria para mantener buenas relaciones. • Acuerdos mutuos entre los desarrolladores de proyectos y la comunidad, de tal manera que el proyecto lleve beneficios adicionales que contribuyan al desarrollo de la zona. • Aprovechar la reducción de emisiones para aplicar al MDL de tal manera que se aseguren ingresos adicionales al proyecto y esto redunde en la mejora de su rentabilidad.




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1. LÍNEA BASE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS 1.1 Introducción En la presente sección se describe la línea base de las tecnologías que prevalecen en el sistema energético nacional, el papel que juegan las energías renovables y sus prácticas relevantes en el Perú. Para ello, se presenta información general energética actual, su problemática, el marco legal e institucional de las energías renovables y las reformas normativas recientes dirigidas a promocionar su desarrollo y aprovechamiento mediante la aplicación de incentivos para promover la inversión en proyectos y tecnologías renovables. Además, se presenta información de las instalaciones más relevantes que utilizan fuentes de energías renovables y no renovables. Finalmente, se explica las enseñanzas derivadas del análisis de la línea base de las tecnologías y de las instalaciones de energías renovables, dando énfasis a la determinación de los principales factores de su práctica y contribución al desarrollo sostenible del país. El sistema eléctrico peruano tiene una estructura de producción dominada por los recursos renovables. Antes del ingreso del gas de Camisea, la contribución de la hidroelectricidad en el año 2000 era de 87% y en el año 2010 dicha participación se redujo a 56%, debido a la mayor utilización del gas natural en la generación de electricidad. En cuanto a la potencia instalada, en el año 2010 cerca de 48% de la misma corresponde a tecnologías renovables, el resto son tecnologías que utilizan combustibles fósiles. (MEM, 2011i). Es importante destacar que con la entrada en operación comercial del proyecto gasífero de Camisea, ocurrida en agosto del año 2004 se dio inicio a un cambio importante en la estructura del consumo en el sistema energético peruano. Actualmente, las reservas de gas superan a las de petróleo y su consumo registra un incremento sostenido desde entonces, manteniendo la preponderancia de los recursos fósiles frente a los renovables en el suministro de energía a nivel nacional. Las ventajas de la presencia del gas natural en la matriz energética son la sustitución de los derivados de petróleo, reduciendo las importaciones y mejorando la balanza comercial del país. También por su precio ha beneficiado al sector eléctrico manteniendo bajas las tarifas eléctricas. Como desventaja, existe una competencia con las energías renovables, ya que los costos de generación con estas tecnologías aún son mayores a los costos de generación con gas natural. 1.2 Metodología Las fuentes de información para el desarrollo de la línea base de las tecnologías energéticas y estado de arte se puede agrupar como sigue: a) Fuente de información energética. b) Fuente de información social, productiva y económica del sector energético. c) Información legal y regulatoria. d) Entrevistas con los actores del sector energía. Las fuentes de información empleadas provienen de las siguientes instituciones: El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de sus publicaciones como son los balances de energía, el documento promotor de electricidad, el plan referencial 


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de electricidad, el plan de electrificación rural y boletines estadísticos; así como las normas legales sobre el sector electricidad, esta información se encuentra en el portal electrónico del MEM. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), a través de sus publicaciones sobre tarifas de energía eléctrica e informes sobre las subastas de energías renovables, esta información se encuentra en el portal electrónico de esta institución. Comité de Operación Económica del Sistema (COES), a través de sus publicaciones sobre las estadísticas de operación del SEIN, a las cuales se puede acceder a través de su portal electrónico. El Ministerio del Ambiente, a través del documento de la Segunda Comunicación Nacional que contiene el inventario de emisiones de gases de invernadero publicado en su portal electrónico. FONAM, a través de sus publicaciones y de información de su portal electrónico sobre energías renovables y mecanismos de desarrollo limpio. La fuente de información social proviene del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), a través de sus publicaciones. Entrevistas con los actores del sector, quienes facilitaron información sobre sus empresas y proyectos. Otras fuentes de información son las publicaciones nacionales e internacionales sobre energía y portales de instituciones nacionales e internacionales de energía que han sido consultadas. 1.3 Información Energética General del País El Perú es uno de los países de mayor superficie de Sudamérica después de Brasil y Argentina, su territorio tiene una extensión de 1 285 216 km2 y la población estimada al 2009 alcanza los 29,2 millones de habitantes, de los cuales el 73% es urbana y el 27% es rural (INEI, 2009). En el 2009, el Producto Interno Bruto ascendió a 95 977 millones de dólares (valores a precios constantes de 1995), por su parte las exportaciones totales en dicho año alcanzaron los 26 962 millones de dólares (MEM, 2009a). 


1.3.1 Producto Interno Bruto (PIB) De acuerdo con el INEI, el PIB de Perú ha tenido un comportamiento histórico caracterizado por periodos de estancamiento junto con periodos de gran dinamismo. Durante el periodo 2001-2005 el PIB ha crecido a una tasa promedio anual de 4.2%, y durante el quinquenio 2006-2010 dicha tasa fue de 7.2% con picos de 7.7% en el 2006, 8.9% en el 2007, 9.8% en el 2008 y 8.9% en el 2010; solo en el año 2009 la tasa del crecimiento del PIB fue de 0,9%, como consecuencia del impacto negativo de la crisis económica internacional, ver Grafico Nº 1 (MINTRA, 2010). Se puede destacar que la tasa promedio de crecimiento del periodo 2006-2010 es una de las mayores de la región. 


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Gráfico N° 1: Evolución del PIB

1.3.2 Intensidad Energética La intensidad energética a nivel nacional es un indicador que mide la productividad de la energía dentro de un proceso económico. También se puede definir como la cantidad de energía que se necesita para producir un dólar estadounidense de PIB. En el Perú este indicador ha pasado desde 9 129 kJ/US$ 1990 a 6 340 kJ/US$ 1990 en el periodo 1990 – 2009; es decir, ha decrecido de manera sostenida durante este periodo, pero con mayor intensidad desde el año 2000. Ello se debe a que la tasa de crecimiento del consumo de energía ha sido menor a la tasa de crecimiento del PIB, lo que refleja una mejora en la productividad del país, como se muestra en el Gráfico N° 2 (MEM, 2009a).




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Gráfico N° 2: Intensidad Energética

Fuente: Elaboración propia a partir del BNE 2009 – MEM

1.3.3 Consumo de Energía por Habitante En el año 2009, el consumo de energía por habitante fue de 20.87 TJ/103 habitante, su evolución durante el periodo 2000 – 2009 ha tenido un crecimiento irregular salvo en el periodo 2005 – 2009 en el cual este indicador presenta un crecimiento sostenido, lo que está de acuerdo con la tendencia de crecimiento económico del país en este periodo, como se puede apreciar en la Gráfico N° 3 (MEM, 2009a). Gráfico N° 3: Consumo de Energía por Habitante

Fuente: BNE 2009 – MEM




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1.3.4 Potencial Energético El Perú dispone de reservas energéticas renovables y no renovables, de estas últimas se destaca el gas natural y sus líquidos, aunque también se dispone de petróleo y carbón mineral. El ingreso del gas natural procedente de Camisea a la matriz energética se dio a partir de agosto de 2004, esta fuente de energía es utilizada actualmente en la generación de energía eléctrica y como combustible en los sectores transporte, industrial y residencial (MEM, 2009a). Camisea es el mayor yacimiento de gas natural en explotación en el Perú, está ubicado en la zona del bajo Urubamba, Distrito de Echarate, Provincia de La Convención, en la Región Cusco. Ver Gráfico Nº 4 Gráfico N° 4: Ubicación del Yacimiento de Camisea y Sistema de Transporte del

Gas Natural y Líquidos 





Fuente: PLUSPETROL, 2011.

Las reservas probadas “in situ” son de 8,7 TCF (trillones de pies cúbicos), y las probadas más probables se estiman en 11 TCF. La recuperación final estimada es de 8,24 TCF de gas natural y 482 millones de barriles de líquidos asociados (propano, butano y gasolina natural). (PLUSPETROL, 2011). En lo que respecta al potencial energético renovable y según la información difundida por le MEM, en el país existe un importante potencial hidroeléctrico estimado en 70 000 MW del cual solo se está aprovechando cerca del 5%; (MEM, 2011a). Por otro lado, el potencial de energía eólica se estima en 20 000 MW. En cuanto a energía solar, según el Atlas de Energía Solar del Perú, existen niveles entre 6.0 a 6.5 kWh/m2 de radiación solar anual en la Costa, de 5.5 a 6.0 kWh/m2 en la Sierra y en la Selva de 4.5 a 5.0 kWh/m2 (MEM, 2011d). Sin embargo, el aprovechamiento de energía solar y eólica se inicia recientemente con la instalación de cuatro proyectos de energía solar con una capacidad total de 80 MW y tres bosques eólicos con una capacidad total de 140 MW. Respecto a la biomasa, se estima una oferta total de recursos biomásicos disponibles en el país 


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para la producción de energía de 272 millones de toneladas métricas anuales, de los cuales 256 millones de toneladas métricas corresponden a la productividad media de los bosques (naturales y plantaciones), y 16 millones de toneladas métricas de biomasa provienen de otras fuentes, como los residuos en el campo de los cultivos de maíz, arroz, caña de azúcar, algodón, espárragos y olivo (FAO, 2010). En cuanto a geotermia, el Perú posee un gran potencial geotérmico el cual aún no es completamente conocido por la ausencia de estudios de reconocimiento y exploración donde se integre adecuadamente información geológica-estructural, geoquímica y geofísica. Recientemente el INGEMMET actualizó el Mapa Geotérmico del país, el cual ha consistido, principalmente, en la redefinición de los límites de las regiones geotermales así como en la ubicación de las más de 400 manifestaciones termales distribuidas en el territorio nacional. A partir de esta actualización se identificó seis principales regiones geotérmicas las cuales son: (i) Cajamarca - Libertad; (ii) Callejón de Huaylas; (iii) Churín; (iv) Central; (v) Eje Volcánico Sur; y (vi) Cusco - Puno. (INGEMMET, 2011) Por otro lado, el MEM ha otorgado autorizaciones para realizar estudios básicos en trece campos ubicados en los departamentos de Arequipa, Ancash, Ayacucho, Moquegua, Puno y Tacna, que de tener resultados favorables se ejecutarán perforaciones profundas para realizar los estudios de factibilidad correspondientes. Ver Cuadro Nº 1. Cuadro N° 1: Perú: Potencial Energético Renovable Potencial Aprovechable (MW)

Capacidad Utilizada (a) (MW)

Hidráulico

70 000 (b)

3 302

Eólico

22 000 (c)

142

Sector Económico

Solar (d) Costa Sierra Selva Biomasa Geotérmica

80 2

6.0 a 6.5 kWh/m 5.5 a 6.0 kWh/m2 4.5 a 5.0 kWh/m2 272 tn (e)

27.4

3 000

0

Fuente: Elaboración propia en base a Ministerio de Energía y Minas (a) (b) (c) (d) (e)

Algunos ya están operando, sin embargo, la mayoría entrará en operación comercial antes del 2013. Fuente: MEM, 2011. Dirección General de Electrificación Rural Fuente: MEM, 2008. Mapa Eólico del Perú - Atlas Eólico. Fuente: MEM, 2003. Atlas de Energía Solar del Perú. Fuente: FAO, 2010.

Las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 2009, fueron aproximadamente 26 471 442 TJ, de los cuales el 45.1% corresponden a gas natural, 13.2% a líquidos de gas natural, 11.7% a petróleo crudo, 22.5% a hidroenergía, 4.25% a carbón mineral y 3.3% a uranio (MEM, 2009a). Ver Gráfico Nº 5. 


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Gráfico N° 5: Reservas Probadas de Energía Comercial (2009)

Fuente: BNE 2009 – MEM

1.3.5 Producción de Energía Primaria En el año 2009, la producción de energía primaria fue 633 590 TJ, superior en 10.9% respecto al año anterior. Los hidrocarburos representan el 67.1%, la hidroenergía 14.1%, la biomasa (leña, bagazo y bosta y yareta) 17.2%, el carbón mineral 1.5% y la energía solar y eólica menos de 1%. La producción de energía comercial (conformada por todas aquellas fuentes de energía susceptibles a ser fácilmente compradas o vendidas en un mercado) representó el 82.7% del total. (MEM, 2009a). Ver Cuadro N° 2 y Gráfico N° 6. Cuadro N° 2: Producción Interna de Energía Primaria (TJ) FUENTE

2008

2009

VARIACIÓN (%)

162 295 85 637 212 930

150 133 89 523 274 922

-7.5 4.5 29.1

Energía Comercial Petróleo Crudo Hidroenergía Gas Natural y Líquidos de Gas Natural (*) Carbón Mineral Subtotal Energía No Comercial Leña Bagazo Bosta y Yareta Solar Subtotal TOTAL Fuente: BNE 2009 – MEM.




3 900

9 440

142.1

464 762

524 018

12.7

77 029 18 870 10 299 302 106 500 571 262

80 149 18 823 10 299 302 109 572 633 590

4.0 -0.3 0.0 0.0 2.9 10.9

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Gráfico N° 6: Estructura de la Producción de Energía Primaria (2009)

Fuente: BNE 2009 – MEM (*) Solar: 302T J

En los últimos años la estructura de la producción de la energía primaria se ha modificado debido al mayor crecimiento de la producción del gas natural. Esta fuente de energía ha desplazado a la generación de energía eléctrica con plantas hidroeléctricas y es utilizada como combustible en los sectores industrial, residencial y transportes. Ver Gráfico N° 7. Gráfico N° 7: Evolución de la Producción Interna de Energía Primaria (TJ) desde el año 1990 al 2009

Fuente: BNE 2009 – MEM

1.3.6 Consumo Final de Energía En el año 2009, el consumo final total de energía fue de 605 094 TJ, superior en 4.1% con respecto al año anterior, debido al incremento del consumo de los 


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hidrocarburos líquidos y del gas natural. La estructura del consumo final de energía por tipo de fuente, estuvo conformada de la siguiente manera: 70.4% hidrocarburos; 25.2 renovables, y carbón mineral 4.4%. (MEM, 2009a). Ver Cuadro N° 3 y Gráfico N° 8. Cuadro N° 3: Consumo Final de Energía por Fuentes (TJ) FUENTE

2008

2009

Carbón Mineral

21 957

22 949

Leña

71 812

75 130

Bosta & Yareta

10 299

10 299

Bagazo

12 248

12 201

302

302

Coque

1 612

1 337

Carbón Vegetal

2 087

2 008

Gas Licuado

43 622

47 397

Gasolina Motor

44 169

51 988

Kerosene-Jet

27 156

27 660

161 781

172 046

Petróleo Industrial

35 861

30 845

No Energéticos de petróleo y gas

10 612

11 884

Gas Distribuido

30 548

32 197

1 714

0

Electricidad

105 247

106 852

TOTAL

581 028

605 094

Energía Solar

Diesel Oil

Gas Industrial

Fuente: BNE 2009 – MEM.

Gráfico N° 8: Estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes (2009)

Fuente: Elaboración propia a partir del BNE 2009 – MEM




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La estructura del consumo final de energía por sector económico, estuvo conformada de la siguiente manera: residencial, comercial y público 29%, industrial y minería 26.8%, sector transporte 37.8%; y los sectores agropecuario, agroindustrial y pesca, representan el 3.2% del total (BNE, 2009a) Ver Cuadro N°4 y Gráfico N°9. Cuadro N° 4: Consumo Final de Total de Energía por Sectores (TJ) SECTOR

2008

2009

Residencial Comercial y Público

166 230

175 655

Transporte

341 322

228 789

22 888

19 364

194 025

162 289

18 344

18 997

742 809

605 094

Agropecuario, Agroindustria y Pesca Industria y Minería No Energético TOTAL

Fuente: BNE 2009 – MEM.

Gráfico N° 9: Consumo Final de Energía por Sectores Económicos (2009)

Fuente: Elaboración propia a partir del BNE 2009 – MEM

1.3.7 Evolución del Consumo Final por Fuentes En los últimos años el consumo de energía por fuentes se ha caracterizado por el predominio de los hidrocarburos líquidos, sin embargo a partir del año 2004 el consumo de gas natural adquiere importancia debido a la entrada en operación comercial del yacimiento de Camisea. Por otro lado, el consumo de electricidad se ha incrementado debido principalmente al mayor consumo en los sectores industrial, minero metalúrgico, servicios y residencial, así como a la mayor cobertura de la electrificación del país. En el caso de la leña, que es una fuente de energía que se consume en zonas rurales para cocción de alimentos, su consumo tiene una tendencia decreciente por su sustitución por GLP. Igualmente, el uso de Kerosene ha sido sustituido por el GLP en las zonas urbanas y rurales. Ver Gráfico N° 10. 


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Gráfico N° 10: Evolución de la Estructura del Consumo Final de Energéticos (1990- 2009)

Fuente: BNE 2009 – MEM.

1.3.8 Evolución del Consumo Final por Sectores En los últimos años la estructura del consumo final por sectores indica el predominio del sector transporte frente al consumo del grupo del sector productivo (industrial, minero metalúrgico, agroindustria, agropecuario y pesca) y del grupo constituido por los sectores residencial, comercial y público. Ello se explica por el incremento del parque automotor en las principales ciudades del país, en particular en Lima. Ver Gráfico N° 11. (MEM, 2009a). Gráfico N° 11: Evolución del Consumo Final por Sectores Económicos (1990-2009)

Fuente: BNE 2009 – MEM.




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1.3.9 Consumo de Energía del Sector Eléctrico en Perú Las fuentes de energía que se utilizan en el país para la generación de energía eléctrica provienen principalmente de fuentes nacionales, las cuales en el año 2009 representaron el 95% del consumo total, mientras que el resto corresponde al carbón mineral que en su mayor parte es importado. De las fuentes nacionales, el 45% corresponde a energías renovables (hidroenergía y bagazo) y el resto corresponden a fuentes fósiles, 41% a gas natural y 9% a derivados de petróleo (petróleo residual y diesel). En el año 1990 las fuentes renovables tenían mayor preponderancia en la generación de energía (la hidroenergía contribuía con el 61%), sin embargo actualmente esta alcanza el 41% debido al desplazamiento de la hidroenergía por gas natural, como se indica en el Gráfico N°12. (MEM, 2009a). Gráfico N° 12: Evolución de la Estructura del Consumo de Energía para la Generación Eléctrica, 1990 y 2009

Fuente: BNE 2009 - MEM

1.3.10 Capacidad Instalada de Generación Eléctrica por Tipo de Tecnología a Nivel Nacional La capacidad instalada total (capacidad nominal) en el mercado eléctrico peruano en el año 2010 fue de 7 057 MW, de los cuales 3 363 MW, es decir el 47.7 % corresponden a tecnologías renovables y 3 694 MW que representa el 52.3 % son de tecnología no renovables que representan el 48% de la capacidad instalada total, Ver Cuadro Nº 5. Cuadro N° 5: Capacidad Instalada 2010 (MW)

Tecnología

SEIN

SA

Total

Renovable

3,302

48.4%

61

27%

3,363

47.7%

No Renovable

3,524

51.6%

170

73%

3,694

52.3%

6,826

100%

231

100%

7,057

100%

TOTAL

97%

3%

100%

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM




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1.3.11 Capacidad Instalada en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional En términos de capacidad instalada y de producción de energía eléctrica, el SEIN representa el 97% y 93% del mercado eléctrico peruano, respectivamente; el resto corresponde a los sistemas aislados que operan en el país, por lo tanto para analizar el mercado eléctrico peruano sería suficiente solo referirse al SEIN. La oferta de generación del SEIN se considera en términos de capacidad efectiva, entendiéndose a ésta como la potencia nominal en MW de los grupos generadores, “castigada” por un factor que toma en cuenta las condiciones de operación del lugar de emplazamiento, como la temperatura ambiente, la altura sobre el nivel del mar donde se encuentra instalada la central, entre otros. A marzo de 2011, la potencia efectiva del SEIN fue de 6 428 MW, de los cuales 3 111 MW, es decir el 48.4% corresponden a tecnologías renovables y 3 328 MW que representa el 51.6% son de tecnologías no renovables; en este caso, 2 519 MW son centrales a gas natural que representa el 39.2% del total, como se indica en el Gráfico N° 13. En el periodo de estiaje que se presenta entre los meses de mayo a octubre de cada año la oferta hidroeléctrica disponible se reduce en un 22% por menor disponibilidad del recurso hídrico. (COES, 2010). Gráfico N° 13: Capacidad Efectiva en el SEIN (2011).

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

1.3.12 Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Tecnología a Nivel Nacional La producción de energía eléctrica es principalmente hidrotérmica, esto quiere decir que la energía con la que se cubre la demanda del país proviene del aprovechamiento de la energía hidráulica y de los combustibles fósiles; de estos últimos el gas natural es el que se utiliza en mayor volumen. (MEM, 2009b). Por otro lado, existe una pequeña fracción de la energía eléctrica que es generada a partir de biomasa (bagazo) y que es menor al 0.2% de la producción total del país (MEM, 2011i), obtenida en los procesos productivos de los ingenios azucareros; y, en mucha menor cuantía se genera electricidad con energía solar (paneles fotovoltaicos), cuya implementación se ha dado fundamentalmente para atender compromisos sociales asumidos por el Estado, con instalaciones dispersas a lo largo de todo el país y cuya capacidad individual no supera el megavatio. Durante 


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el año 2010, la producción total de energía en el mercado eléctrico fue de 35 736 GWh, de los cuales 19 864 GWh que representan el 56% de la energía total a nivel nacional se han producido con energías renovables y 15 872 GWh que representa el 44% se han producido con energías no renovables. En el cuadro Cuadro Nº 6, y los Gráficos Nº 14 y Nº 15, se da un mayor detalle de la producción de energía eléctrica por tecnología. Cuadro N° 6: Producción de Energía 2010 (GWh)

Tecnología

SEIN

SA

Total

Renovable

19,184

58%

680

26%

19,864

56%

No Renovable

13,892

42%

1,979

74%

15,872

44%

33,077

100%

2,659

100%

35,736

100%

TOTAL

93%

7%

100%

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM

Gráfico N° 14: Producción Nacional de Energía por Sistema

Gráfico N° 15: Producción Nacional de Energía por Fuente

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.




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Perú- Productos I y II







1.3.12.1

Producción de Energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Durante el año 2010, la producción de energía en el SEIN fue de 33 077 GWh, de los cuales el 58.4% corresponden a centrales hidroeléctricas, el 0.2% a biomasa (bagazo), el 35.4% a gas natural; y, la diferencia corresponde a generación en base a carbón mineral, diesel y petróleo residual, según se puede ver en el Gráfico Nº 16. La generación de electricidad en base a las energías renovables es principalmente hidroeléctrica, cuya participación en la matriz eléctrica se ha reducido en los últimos años. Esto se debe al incremento de las inversiones en centrales termoeléctricas a gas natural de Camisea desde el año 2004, como se aprecia en el Gráfico Nº 17 y Gráfico Nº 18, donde se presenta la evolución de la estructura de la producción de energía eléctrica y de la capacidad efectiva de generación en el SEIN. Para revertir esta situación a partir del 2006, el Estado peruano ha dado un mayor impulso a las inversiones en centrales hidroeléctricas a través de licitaciones para el suministro de electricidad de largo plazo, cuyo mecanismo de licitaciones y los resultados que se vienen obteniendo se presenta en el numeral 1.4.1.2 (Medidas para Promover la Inversión en Nueva Oferta de Generación). Gráfico N° 16: Estructura de la Producción de Energía en el SEIN (2010)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (Actualizado a Marzo del 2011)




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Gráfico N° 17: Evolución de la Producción de Energía por Fuentes en el SEIN

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

Gráfico N° 18: Capacidad Efectiva vs Máxima Demanda

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (Actualizado a Marzo del 2011).




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Perú- Productos I y II







1.3.12.2

Consumo Final de Energía Eléctrica

Durante el 2010 el consumo de energía eléctrica en el SEIN fue de 30 219 GWh, de los cuales el 58.7% corresponden al sector industrial y minero metalúrgico, el 23.6% al sector industrial, el 15.3% al sector comercio y el 2.4% a alumbrado público, según se detalla en el Cuadro Nº 7. Cuadro N° 7: Consumo de Energía en el SEIN por Sectores (2010) Sector Económico

(GWh)

%

Industrial

17 753

58.7%

Comercio

4 610

15.3%

Residencial

7 145

23.6%

711

2.4%

30 219

100%

Alumbrado público TOTAL

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

La máxima demanda de electricidad ha venido creciendo desde el año 2004 a tasas superiores al 5%; con excepción del año 2009, en el cual, como consecuencia de la contracción de demanda por efecto de la crisis financiera internacional, dicha tasa fue 2.9%. En el año 2010 la máxima demanda creció al 6.3% y llegó a 4 596 MW, como se puede apreciar en el Gráfico Nº 19. Gráfico N° 19: Evolución de la Máxima Demanda en el SEIN

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.




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Perú- Productos I y II







1.3.13 Emisiones de CO2 Perú es parte de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC) desde 1992 y del Protocolo de Kyoto desde el año 2002, por tanto se alinea al objetivo de la Convención de estabilizar la concentración de gases de efecto invernadero en la atmosfera para evitar que se llegue a un nivel de interferencia antropógena peligrosa. A través de su Segunda Comunicación Nacional presentada en el año 2009, el Perú cumple con su compromiso de informar a los países Partes sobre sus emisiones y niveles de captura de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y sobre las medidas que ha adoptado o prevé adoptar para aplicar la Convención. El Perú asume que este esfuerzo debe estar acompañado de un compromiso internacional sólido y ambicioso. (MINAM 2009). El inventario de emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) es la base de datos que lista por fuentes la cantidad de GEI emitidos a la atmósfera en un espacio y periodo determinados. Se presenta el Inventario Nacional de Emisiones de GEI del año 2000 que contiene información de emisiones de GEI directos: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O) por fuente. El total de emisiones/remociones de GEI ha sido de 120 023 Gg de CO2 equivalente (CO2eq). A su vez, se determinó para dicho año que las emisiones per cápita ascienden a 2.5 toneladas de CO2 equivalente por año, y 4.7 toneladas de CO2 equivalente si se considera el sector uso de suelo, cambio de uso suelo y silvicultura (USCUSS). (MINAM 2009). Ver Cuadro N° 8. Cuadro N° 8: Variación de las emisiones de GEI en Relación al Incremento del PIB

CATEGORIA

EMISIÓN DE GEI PER CAPITA ton/persona/año

VARIACIÓN DE LAS EMISIONES NACIONALES

INCREMENTO DEL PIB NACIONAL

1994*

2000*

Energía

0.94

0.99

15%

21%

Procesos Industriales

0.42

0.31

-20%

22%

Agricultora

0.97

0.88

-1%

43%

USCUSS

1.75

2.21

38%

Desechos

0.12

0.29

168%

4.20

4.68

0.21

TOTAL

0.23

(*) Población en el año 1994: 23 500 000; Población en el año 2000: 25 661 690

Fuente: Segundo Comunicación Nacional del Perú a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático – MINAM 2009.

Por otro lado, la principal fuente de emisiones de GEI a nivel nacional es la conversión de bosques y pasturas, atribuida a la deforestación de la Amazonía para cambiar el uso de la tierra con fines agrícolas. La segunda fuente de emisiones de GEI es atribuible al sector energía, donde el responsable principal es el transporte, debido principalmente al uso de combustibles fósiles, la baja tasa de renovabilidad del parque automotor y también a la política de precios de los combustibles, que no favorece a los más limpios, y que se instrumenta mediante las imposiciones 


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tributarias que se aplican a los diferentes tipos de combustibles, correspondiendo la menor presión tributaria a los combustibles más contaminantes, como se puede apreciar en el Cuadro N° 9. Cuadro N° 9: Estructura de Precios Vigente al 01 de abril del 2010*

GLP

(US$/Kg)

Precio Explanta PETROPERU 0.57

Gasolina 97

(US$/gal)

2.20

0.18

Gasolina 95

(US$/gal)

2.19

0.18

Gasolina 90

(US$/gal)

1.93

Gasolina 84

(US$/gal)

1.75

Kerosene

(US$/gal)

Diesel 2

(US$/gal)

P. Industrial 6

(US$/gal)

1.70

Combustible

0.11

Precio Explanta + Imp. 0.68

0.82

0.61

3.81

1.10

4.91

0.74

0.59

3.69

0.95

4.64

0.15

0.64

0.52

3.24

0.54

3.78

0.14

0.49

0.45

2.83

0.54

3.37

2.13

0.69

0.54

3.36

0.54

3.90

2.13

0.51

0.50

3.15

0.37

3.52

0.36

2.25

RODAJE (8%)

ISC

IGV

Margen Comercial**

Precio al Público***

0.44

1.12

* Elaboración propia en base a la última lista de precios de PETROPERÚ vigente al último día del mes. ** Ultimo margen comercial estimado como la diferencia del precio al público y el ex - planta de la refinería más impuestos. *** Valores reportados a OSINERGMIN a través del PRICE al 28 de marzo de 2010.

La tercera categoría que contribuye al total nacional de emisiones de GEI está representada por el sector de Agricultura, cuya fuente más importante es la fermentación entérica, debido al poco trabajo de mejoramiento genético y de productividad del ganado. Ver Gráfico N° 20. Gráfico N° 20: Distribución Porcentual de las Emisiones Totales de GEI por Categorías

Fuente: Segundo Comunicación Nacional del Perú a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático – MINAM 2009.




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Para el año 2009, las emisiones de dióxido de carbono (CO2) provenientes del uso de las diferentes fuentes de energía comercial2, ascendieron a 26.9 millones de toneladas, donde el uso de hidrocarburos líquidos fue el que generó más emisiones y representan el 87% de dicho total. Para determinar estas emisiones se ha utilizado el método de tecnologías del Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), que se basa en el cálculo de emisiones por contaminante, según las variables de consulta: fuente de energía y actividad energética utilizada en el proceso. (MEM, 2009a). Ver Gráfico Nº 21. Gráfico N° 21: Emisiones de CO2 Generadas por el Consumo Final de Energía Comercial

Fuente: Matrices energéticas de 1985 – 2009. BNE - 2009

Las actividades desarrolladas en el sector transporte e industria, son las que mayor cantidad de CO2 liberaron a la atmósfera, como se puede apreciar en el gráfico siguiente. Estos sectores concentran el 82% del total de emisiones de CO2. Ver Gráfico Nº 22.


 No
 están
 consideradas
 las
 emisiones
 generadas
 por
 las
 fuentes
 no
 comerciales,
 tales
 como
 leña,
 bosta,
yareta
y
carbón
vegetal.


2




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Gráfico N° 22: Emisiones de CO2 por Sectores Económicos

Fuente: Matrices energéticas de 1985 – 2009. BNE – 2009.

Para avanzar en la reducción de emisiones de GEI de las fuentes antropógenas que lo causan y mitigar el cambio climático en el Perú, durante el último decenio se han establecido normas orientadas a promover la incorporación de medidas en los sectores productivos que directamente contribuyen a la mitigación del cambio climático. Estas medidas incluyen la renovación del parque automotor, la mejora de la gestión de residuos sólidos y el desarrollo de proyectos de energías renovables. En los diferentes sectores económicos se ha venido impulsando iniciativas aisladas de desarrollo que promueven directa o indirectamente la mitigación al cambio climático, y que se encuentran en diversas etapas de implementación o planteamiento. Por ejemplo en el sector energético, se ha introducido iniciativas, incluyendo incentivos tributarios, para la promoción del uso del gas natural, generación de energía renovable, producción de biocombustibles y eficiencia energética. Sin embargo, la matriz energética primaria se abastece principalmente de petróleo, aún después de la ejecución del proyecto de gas de Camisea. Además, si bien la generación eléctrica tiene un alto componente hidroeléctrico y existe la voluntad política para el desarrollo de las energías renovables no convencionales, la producción de energía térmica proveniente de combustibles fósiles, se encuentra en aumento debido al rápido incremento de la demanda y a la incidencia del estiaje. Además, aún persisten políticas e incentivos tributarios que favorecen la energía menos limpia, es insuficiente la cobertura del gas natural que ayudaría a la 


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Perú- Productos I y II







sustitución de combustibles líquidos más contaminantes y existe un bajo nivel de conciencia ambiental, todo ello contribuye al aumento de emisiones de GEI (MINAM, 2009). En el sector transporte, las acciones de mitigación más importantes son los esfuerzos normativos y tributarios para la importación de vehículos nuevos, la construcción de corredores segregados de alta capacidad en Lima, el uso de gas natural, el retiro de vehículos a base de diesel, la imposición de mayores impuestos a vehículos más contaminantes, y la aplicación de inspecciones técnicas vehiculares y sus limitantes a la contaminación, aún cuando entre sus objetivos iniciales no se haya incluido específicamente la reducción de emisiones de GEI. Hace falta impulsar en el sector una mayor planificación del transporte urbano, reforzar la política de importación de vehículos de bajas emisiones y ampliar la cobertura de gas natural, entre otros retos. (MINAM, 2009). En el sector industrial y pesquero se han registrado esfuerzos normativos que, si bien se orientan principalmente a mejorar la competitividad, la eficacia y la producción limpia, pueden generar reducciones de GEI; es el caso de la promoción de la innovación tecnológica en el sector manufacturero, las normas de técnicas de calderas, y las obligaciones ambientales en las pesquerías. (MINAM, 2009). 1.3.14 Proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) El Mecanismo de Desarrollo Limpio – MDL es uno de los componentes clave del Protocolo de Kyoto, permite que los países con metas de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero – GEI, puedan adquirir Reducciones Certificadas de Emisiones de gases de Efecto Invernadero (CERs) de proyectos ejecutados en países en desarrollo. El Perú se puede beneficiar de este mecanismo dado que ha ratificado el Protocolo de Kyoto. El MDL reconoce el servicio ambiental global de mitigación o absorción que se lleva a cabo en los países en vías de desarrollo; para lo cual los proyectos elegibles deben cumplir con una serie de requisitos básicos como son: Contribución al desarrollo sostenible, permanencia de las reducciones y adicionalidad. Las etapas para el desarrollo de los proyectos MDL, se muestran en el Gráfico Nº 23, a continuación se describen estas etapas: 1. Identificación del proyecto. Se suele preparar un perfil para una evaluación previa y determinar si vale la pena seguir con estudios más avanzados. 2. Elaboración de la Nota Idea de Proyecto (Project Idea Note) ó PIN. Documento con información más detallada usado para iniciar las negociaciones de una venta futura de CERs. 3. Elaboración del Documento de Diseño de Proyecto (Project Design Document) ó PDD. Se presenta la información técnica y organizacional de las actividades del proyecto y es el insumo clave para la validación, registro y verificación. Se describe la metodología de línea base, estimaciones de las reducciones y el protocolo de monitoreo del proyecto, así como también impactos ambientales y cometarios de la comunidad que ha sido informada del proyecto. 


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4. El Procedimiento de Aprobación de País Anfitrión. Es administrado por la Autoridad Nacional Designada (AND), la cual recaba documentación y convoca a un Comité Ad-Hoc para evaluar si el proyecto contribuye al desarrollo sostenible del país. De ser positiva la evaluación emite la Carta de Aprobación de País Anfitrión. 5. La Validación. Es el paso previo al Registro ante la Junta Ejecutiva del MDL de UNFCCC, es llevada a cabo por una Entidad Operacional Designada (DOE) acreditada ante la Junta Ejecutiva. Luego el proyecto es registrado por la Junta Ejecutiva; sin embargo, puede ser observado y pasar a un periodo de revisión, del cual será registrado o rechazado. Antes de emitir el reporte de validación de la Junta Ejecutiva del MDL es necesario contar con la Carta de Aprobación de País Anfitrión. 6. Implementación y Monitoreo del Proyecto. Es realizada por el proponente del proyecto en la llamada fase de implementación para facilitar la verificación posterior. 7. La Verificación/Certificación: Una DOE realiza la verificación de los reportes de los monitoreos realizados por el proponente del proyecto y finalmente, prepara un reporte de verificación y un reporte de Certificación para ser enviado a la Junta Ejecutiva del MDL. En dicho reporte se establece el monto verificado de Reducciones de Emisiones para la emisión correspondiente de CERs. 8. Emisión de CERs Gráfico N° 23: Ciclo Proyecto MDL

Fuente: FONAM, 2008.




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Perú- Productos I y II







En el Perú, la Autoridad Nacional Designada (AND) es el Ministerio del Ambiente (MINAM); el Director de la Dirección General de Cambio Climático, Desertificación y Recursos Hídricos (DGCCDRH), es responsable de convocar al Comité Ad-Hoc y de dar respuesta de la conformidad o no del Proyecto, para lo cual se sigue el "Procedimiento de Evaluación para la Aprobación de Proyectos de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero y Captura de Carbono", aprobado mediante Directiva N° 002-2009-MINAM. La entidad promotora del Mercado de Carbono en el Perú es el Fondo Nacional del Ambiente (FONAM), institución de derecho privado, sin fines de lucro encargada de promover la inversión pública y privada en el desarrollo de proyectos prioritarios ambientales; esta entidad también capacita y asesora en la preparación de los proyectos de MDL en todo el ciclo de proyecto. El portafolio peruano de proyectos elegibles para el MDL que maneja FONAM, ha tenido un crecimiento importante como se muestra en el Gráfico Nº 24, en el año 2010 se llegó a manejar un portafolio de 190 proyectos con un monto total de inversión de US$ 11 400 Millones. Hasta abril del 2011 se tenía 223 proyectos, 51 de los cuales cuentan con la Carta de Aprobación Nacional otorgada por el MINAM, de estos 23 se encuentran registrados ante la Junta Ejecutiva del MDL. De los proyectos registrados, 10 reciben 1 377 402 CER’s, 6 de los cuales corresponden a centrales hidroeléctricas. Ver Cuadro N° 10. Gráfico N° 24: Evolución del Portafolio de Proyectos MDL

Fuente: FONAM, 2010.




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Cuadro N° 10: Proyectos Peruanos que Actualmente Reciben CER’s N°

Nombre

1

Central Hidroeléctrica Santa Rosa

2

Central Hidroeléctrica Poechos I

3

Captura y quema de gas en relleno sanitario Huaycoloro

4

Proyecto peruano de cambio de combustible

5

Palmas del Espino – Recuperación de biogás y generación de calor de las aguas de efluentes de los molinos de palma aceitera

Estado de Solicitud de los CERs Expedidos En espera de expedición Expedidos En espera de expedición Expedidos En espera de expedición Expedidos

CERs solicitados 22 801 19 547 179 018 40 643 83 419 288 719 69 183

Expedidos Solicitud en revisión En espera de expedición

6 626 25 095 25 658

Proyecto de gas en el relleno sanitario de Ancón – Expedidos EcoMethane 7 Rehabilitación de la central hidroeléctrica de Callahuanca En espera de expedición 8 Central Hidroeléctrica Carhuaquero IV En espera de expedición Cambio de combustible en la planta de cementos 9 Atocongo y extensión de la tubería de gas natural, Expedidos Cementos Lima 10 Central Hidroeléctrica El Platanal Expedidos TOTAL DE CERs SOLICITADOS Fuente: FONAM, 2010. 6

20 512 10 129 12 004 65 444 508 604 1 377 402

Del total de los 223 proyectos registrados en el portafolio MDL de FONAM, 171 corresponden al sector energía, los cuales generarían un nivel de reducción de emisiones estimado en 26 180 875 tCO2/año, requiriéndose para su implementación una inversión total de 12 091 millones de dólares. De dicho portafolio, 75 son hidroeléctricos; también se han identificado 34 proyectos con fuentes de energías renovables no convencionales, los cuales generarían una reducción en emisiones de 2 905 890 tCO2/año con una inversión de 1 490 millones de dólares. Ver Cuadro N° 11. Cuadro N° 11: Portafolio de Proyectos de Carbono del FONAN – Sector Energía Sector Económico Hidroeléctricas Líneas de transmisión Eólico y solar Manejo de residuos Transporte Biomasa Cambio de combustible Cogeneración Eficiencia energética Energía geotérmica TOTAL Fuente: FONAM 2010.




Reducción de emisiones (tCO2e/año)

Inversiones (US$ millones)

N° de Proyectos

15 417 953 38 330 889 302 1 461 137 1 504 474 1 567 776 731 200 24 668 4 097 224 448 812 26 180 875

7 222 105 1 009 608 1 176 201 183 11 1 296 280 12 091

75 5 10 20 5 22 10 4 18 2 171

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Según lo indicado anteriormente, el mayor número de proyectos del portafolio MDL corresponden al sector eléctrico con tecnologías renovables como parques eólicos, sistemas fotovoltaicos y centrales hidroeléctricas, es decir los proyectos MDL con energías renovables tienen un gran potencial de desarrollo en el país. Es importante destacar que el portafolio de proyectos MDL que se maneja actualmente, es el resultado de las acciones realizadas para la promoción, implementación y desarrollo de proyectos, lo cual ha permitido ubicar al Perú en el 6to puesto en el ranking de los países más atractivos en el Mercado del MDL (FONAM, 2011), como lo muestra el Cuadro Nº 12. Cuadro N° 12: Ranking de Países Anfitriones de MDL Ranking (Ranking previo)

País

Valoración

Instituciones climáticas

Inversiones climáticas

1 (1)

India

A-

AA-

B-

2 (2)

China

BBB+

BBB-

BB

3 (3)

Chile

BBB

A-

BBB+

4 (4)

México

BBB

A-

BB-

5 (7)

Brasil

BBB-

BBB-

BB-

6 (8)

Perú

BB+

A

BB-

7 (11)

Indonesia

BB

BBB-

BB

8 (9)

Malasia

BB+

A

B

9 (5)

Sud Africa

BB

A

CCC-

10 (6) Fuente: FONAM 2010

Korea

BB

BB

BB+

Los proyectos calificados como MDL, mejoran su rentabilidad y sus estados financieros con los ingresos provenientes de la venta de los CERs; además contribuyen a superar las barreras tecnológicas y financieras que impiden su implementación. Al nivel mundial, las tecnologías de energías renovables han resultado más beneficiadas en número con el MDL, tal es así, que en el 2009 la hidráulica representó el 20%, la eólica 16% y la biomasa 6%. (BM, 2010a). Sin embargo, el desarrollo de proyectos con energías renovables implica grandes inversiones comprometidas y un menor potencial para la generación de CER’s, lo cual ocasiona que estos proyectos sean desplazados por otros vinculados principalmente a la destrucción de HCFCs y N2O y a proyectos dentro del sector agrícola que requieren una menor inversión y generan un mayor volumen de CERs. (TECH4CDM, 2011). Es importante mencionar, que el desarrollo de proyectos MDL también presenta barreras, ya que requieren procesos de tramitación largos, lentos, complicados, altos costos de transacción y riesgos de pre-implementación.




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De acuerdo al Banco Mundial, el año 2010 fue un año de inflexión, ya que, el mercado mostró ligero descenso respecto a 2009, dejando atrás cinco años de crecimiento robusto debido a varias razones, entre ellas, la continua incertidumbre con respecto al cómo será el mercado a partir del 2012, año hasta el cual está vigente el Protocolo de Kyoto.(BM, 2010b). Paralelo al mercado MDL, está el mercado voluntario donde se comercializan reducciones de emisiones de GEI voluntarias ó VERs (Verified Emission Reduction), que son similares a los CERs, pero no necesitan la certificación de las Naciones Unidas (ONU). El Mercado Voluntario provee recursos adicionales para los proyectos (MINAM, 2011l). – – – –

Que obtuvieron el registro MDL después de inicio de operación. Que no son elegibles para MDL. Con una ventana muy corta hasta el 2012. De tecnologías/sectores no reconocidos en el mercado regulado o tecnologías rechazadas.

En el Perú actualmente dos proyectos reciben VER´s, los cuales se presentan en el Cuadro Nº 13: Cuadro N° 13: Proyectos Peruanos que Actualmente Reciben VER’s N° 1 2




Nombre

Estado de Solicitud de los VERs

Cambio de combustible en Planta de Cemento Atocongo y línea de Gas Natural, CEMENTOS LIMA, PERU Proyecto de Bagazo Paramonga TOTAL DE VERs SOLICITADOS

VERs solicitados

Expedidos

297 615

Expedidos

370 412 668 027

Fuente: FONAM, 2010.

1.3.15 Perspectivas de las Energías Renovables en el Perú Se puede afirmar que las energías renovables tendrán cada vez una mayor importancia en el mercado energético nacional, ello por cuanto uno de los objetivos de la Política Energética de Largo Plazo aprobada por el gobierno mediante el D.S. 064-2010-EM, establece como misión contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética, para ello se promoverán proyectos e inversiones en base a energías renovables convencionales y no convencionales, que contribuirán a garantizar la seguridad energética y el desarrollo sostenible del País. Por otro lado, existe en el país una amplia experiencia en el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico, pero en el caso de fuentes renovables no convencionales, su desarrollo es mucho menor; por esta razón, en los últimos años se han realizado esfuerzos para contar con un marco normativo para promover su mayor desarrollo, para ello se ha promulgado el D.L Nº 1002, “Ley de Promoción de Inversión de Generación de Electricidad” el 02 de mayo de 2008, que establece un conjunto de incentivos para el desarrollo de proyectos con tecnologías renovables como la 


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energía solar, eólica, biomasa, geotermia, mareomotriz y centrales hidroeléctricas con capacidad menor a 20 MW. En adición a las medidas normativas y regulatorias ya establecidas, se están realizando actividades para tener un mayor conocimiento del potencial de recursos hidroeléctricos, eólicos, solares, geotérmico y biomasa que dispone el país. Lo señalado anteriormente constituye una base firme para el mayor desarrollo de las tecnologías renovables y su mayor presencia en la matriz energética peruana. 1.4 Marco Legal e Institucional de las Energías Renovables En esta sección se presenta el marco legal de las actividades eléctricas, las barreras que ha presentado el desarrollo hidroeléctrico, las medidas para promover la inversión en nueva oferta de generación, se describe además el régimen tarifario general, las características del mercado eléctrico, el marco legal de las energías renovables, incentivos tributarios y los resultados de la aplicación del dicho marco legal. 1.4.1 Marco Legal General de la Actividad Eléctrica El Marco Regulatorio General para el régimen tarifario/remunerativo de la generación convencional está establecido por el D.L. N° 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” -LCE- de Noviembre de 1992, y por la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” de Julio de 2006, y por sus Reglamentos. 1.4.1.1 Barreras para el Desarrollo de Hidroeléctricas En el Perú una parte importante de la capacidad instalada en centrales hidroeléctricas en el SEIN fue construida por el Estado, la mayoría de las cuales han sido privatizadas a partir de la década del 90. Desde entonces solo tres centrales hidroeléctricas fueron construidas por iniciativa de inversionistas privados, estas son las centrales hidroeléctricas Yanango de 42.6MW y Chimay de 150.9 MW que entraron en operación comercial en el año 2000, así como la central hidroeléctrica El Platanal de 220 MW que entró en operación comercial en diciembre de 20103. Las principales barreras para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, en comparación con otras tecnologías como las centrales térmicas a gas natural, son las siguientes: a) Montos de Inversión Las centrales hidroeléctricas se caracterizan por tener bajos costos de producción (etapa de operación), pero muy altos los costos de inversión en comparación con otros tipos de tecnologías. Por ejemplo, por cada MW de potencia instalada se 3

En el caso de la CH El Platanal, su construcción inició en marzo de 2006 sin embargo la concesión definitiva para este proyecto se otorgo en julio de 2001, pero la iniciativa del inversionista privado se hizo manifiesta en el año 1996, otorgándose concesión temporal en noviembre de 1996, lo cual revela que desde la iniciativa privada hasta la ejecución de las obras trascurrieron casi 10 años más, casi 4 años de construcción han transcurrido 14 años para la puesta en operación comercial de este proyecto hidroeléctrico desde la iniciativa privada. Una de las principales dificultades que ha tenido este proyecto ha sido el financiamiento.





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requiere una inversión entre 1.2 a 1.8 millones US$ y para una termoeléctrica a gas natural en ciclo simple, se requiere en promedio una inversión de 0.5 millones US$ por cada MW instalado. b) Periodos de Construcción Las centrales hidroeléctricas de gran tamaño tienen períodos de construcción que en promedio son de 4 a 5 años, mientras que para una termoeléctrica a gas natural los periodos de construcción pueden ser de 1 año a 1 año y medio, aproximadamente. Los mayores plazos implican mayores gastos financieros durante la etapa de construcción de una central hidroeléctrica, que tendría ingresos recién al sexto año mientras que la termoeléctrica los tendría antes del segundo año. c) Financiamiento La principal dificultad para lograr el financiamiento en el Perú era no contar con contratos a largo plazo por la venta de la energía a un precio fijo, de tal manera que se garantice un flujo de ingresos que asegure el retorno de la inversión. Este aspecto sumado con los dos anteriores ha determinado que la inversión privada se oriente a la construcción de centrales térmicas a gas natural en lugar de centrales hidroeléctricas, ya que requieren de menores montos de inversión y por su menor periodo de construcción generan ingresos 4 años antes que en el caso de las hidroeléctricas. d) Tarifas en Barra y Precio del Gas Natural Conforme a las disposiciones vigentes en el marco regulatorio hasta diciembre de 2004, las tarifas en barra4 (MEM, 1992) que los generadores podían contratar las ventas de energía a los distribuidores para el mercado regulado, fueron fijadas considerando el precio promocional del gas natural de Camisea para los generadores eléctricos, determinándose así tarifas más bajas, que teniendo en cuenta las barreras ya descritas anteriormente, hacían aún menos atractiva la inversión en centrales hidroeléctricas. Es conveniente señalar, que la primera central termoeléctrica a gas natural de Camisea empezó a operar en agosto de 2004. Es así que indirectamente el precio del gas natural ha sido un factor que ha venido limitando el desarrollo de centrales hidroeléctricas. Por otro lado, resulta necesario precisar que el precio del gas natural proveniente de Camisea, ha sido fijado teniendo en cuenta que es un yacimiento descubierto por la Shell y después fue devuelto al Estado sin retribución económica alguna por parte de este a dicha empresa, por lo que los costos realizados en exploración no se consideraron para establecer los precios de venta del gas natural en boca de pozo para los generadores eléctricos y para las industrias. 4

Las Tarifas en Barra se conforman a partir de los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículos 125º y 126º de su Reglamento, y del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Los precios básicos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de

pérdidas.
 


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1.4.1.2 Medidas para Promover la Inversión en Nueva Oferta de Generación La Ley N° 28832 ha significado un importante avance con relación a la LCE, aunque aún existen áreas en las cuales se debe trabajar. Esta Ley tiene como objeto perfeccionar las reglas establecidas en la LCE, a fin de asegurar la suficiencia de oferta eficiente de generación. De esta manera se reduce la exposición del SEIN a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía, asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva. Dicha Ley está orientada a promover la inversión en nueva oferta de generación, entre ellas las hidroeléctricas, a través del mecanismo de licitaciones de suministro de electricidad convocadas por los distribuidores. El objetivo es reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado, a fin de promover una efectiva competencia y nuevas inversiones en generación. En cada licitación el OSINERGMIN fija un precio tope de adjudicación, el mismo que no es conocido por los postores hasta después de la apertura de los sobres, el precio de venta de energía es el ofertado por cada postor y adjudicado, y el precio de potencia corresponde al precio básico de potencia (que fija OSINERGMIN) vigente a la fecha de la convocatoria de la licitación, ambos precios tienen carácter de firme, es decir se mantendrán durante el plazo de vigencia que se establece en cada licitación para los contratos de suministro. En el caso de licitaciones para hidroeléctricas, la ley en mención establece un factor de descuento (actualmente del 15%) a las ofertas económicas para efectos de su evaluación, tomando en cuenta que esos proyectos implican mayores costos de inversión respecto de proyectos térmicos. Los factores de descuento únicamente aplican para efectos de la evaluación de la oferta en el proceso de licitación, pues todo adjudicatario siempre recibirá el precio que haya ofertado en la licitación. Este marco se aplica actualmente al proyecto hidroeléctrico Quitaracsa de 112 MW, el cual entrará en operación comercial en abril de 2014. Adicionalmente, el MEM puede encargar a PROINVERSION convocar y conducir licitaciones de suministro de electricidad para una tecnología en especial, como la hidroeléctrica, con las mismas características que establece el marco de la Ley N° 28832. Gracias a la aplicación de este mecanismo están en proceso de ejecución los siguientes proyectos hidroeléctricos: • • •

C.H. Santa Teresa de 90 MW (octubre del 2013). C.H. Cheves de 168 MW (abril de 2014). C.H. Pucará de 150 MW, C.H. Chaglla de 360 MW y C.H. Cerro del Águila de 402 MW, (enero de 2016).

Conforme al marco legal general vigente, todo generador puede comercializar su producción bajo cuatro (04) modalidades:




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a) Contratos con distribuidores, a través de las licitaciones de suministro de electricidad que éstas convocan de acuerdo a sus necesidades de energía para el abastecimiento de su mercado regulado y/o libre, donde el precio tiene carácter fijo y es igual al precio que oferta cada generador. b) Contratos con distribuidores de acuerdo a las necesidades de éstos para abastecer la demanda de su mercado regulado. donde el precio corresponde a la tarifa en barra que fija el OSINERGMIN. c) Contrato con usuarios libres a precio negociado. d) Transferencias en el mercado de corto plazo administradas por el COES, donde se considera el precio spot o costo marginal. Se espera que en muy corto plazo la totalidad de la demanda del mercado regulado sea abastecida a través de las licitaciones de suministro de electricidad. Es justamente esta modalidad la más adecuada para viabilizar las inversiones en proyectos de generación, debido a que los contratos de suministro de largo plazo (hasta 20 años) tienen un precio fijo por la energía suministrada de acuerdo a las necesidades del distribuidor y a la energía ofertada para cubrir dichas necesidades. 1.4.2 Régimen Tarifario General La Ley N° 28832 que refuerza a la LCE, reformula las reglas de la actividad de generación y transmisión, el régimen tarifario en cada actividad y la tarifa al usuario final (que queda constituida por el precio a nivel de generación), los costos de transmisión y los costos de distribución (que incluye a la comercialización minorista): Precio a Nivel de Generación.- Es determinado anualmente como el promedio ponderado del precio de generación regulado por el OSINERGMIN y de los precios firmes de generación resultantes de las licitaciones de suministro de electricidad que puede convocar el Estado o los distribuidores, y en las cuales los generadores presentan sus ofertas. Estas licitaciones se realizan en el marco de la Ley N° 28832 y del Reglamento de Licitaciones aprobado por D.S. N° 052-2007EM. Actualmente cerca del 80% de la demanda del SEIN es abastecida a través de éstas licitaciones, como se ha dicho anteriormente. La tendencia es que el abastecimiento de toda la demanda sea a través de contratos resultantes de las mismas. Estos contratos son de hasta 20 años y los precios tienen carácter de firme durante el periodo contractual, considerando las fórmulas de actualización correspondientes. Costo de Transmisión.- Están constituidos por los costos de los sistemas principal y garantizado de transmisión (SPT y SGT), y por los costos de los sistemas secundario y complementario de transmisión (SST y SCP). Los costos de los Sistemas de Transmisión Principal y Garantizado, son pagados por toda la demanda y los costos de los sistemas de Transmisión Secundario y Complementario, son pagados sólo por quienes lo utilizan. Los costos del sistema garantizado de transmisión son determinados anualmente, en la misma oportunidad en que se fijan los costos a nivel de generación, reconociendo el retorno del monto total de la inversión. Dicho monto es resultado de los procesos de licitaciones de concesiones de las líneas de transmisión que 


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conforman el sistema garantizado de transmisión. Estas licitaciones constituyen la herramienta para la implementación del plan de transmisión que elabora el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) y es revisado y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Las licitaciones son convocadas y conducidas por la Agencia de la Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) a solicitud del MEM. Los costos del Sistema Complementario de Transmisión son determinados cada cuatro (4) años, reconociendo el retorno del monto eficiente de inversión. Dicho monto es resultado de los procesos de licitaciones de concesiones de las líneas de transmisión. Costo de Distribución.- Se fijan cada cuatro años, reconociéndose los costos eficientes en el desarrollo de la actividad de distribución y comercialización de una empresa modelo. Para lo cual los sistemas eléctricos de distribución de todo el país se clasifican por Sectores de Distribución Típicos (SDT), determinándose una empresa modelo para cada SDT. En el Gráfico Nº 25 se esquematiza la composición de la tarifa al usuario final en función a cada uno de los conceptos que se acaba de describir. Gráfico N° 25 : Composición de La Tarifa Aplicada al Usuario Final

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

La determinación del peso porcentual promedio que tiene cada uno de los costos, precedentes descritos en la tarifa a usuario final, indica que en el año 2010, los costos de generación tienen un peso de 50.8%, los costos de transmisión 12.8% y los de distribución 36.4%. Ver Gráfico Nº 26. 


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Gráfico N° 26 : Estructura de la Tarifa Aplicada al Usuario Final (2010) (Tarifa BT5 – Residencial – Sistema Urbano)

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM

1.4.3 Mercado Eléctrico Peruano El mercado eléctrico peruano está conformado por el mercado regulado, el mercado spot y el mercado libre. Su estructura se esquematiza en el Grafico Nº 27. Gráfico N° 27 : Mercado Eléctrico Peruano

Fuente: Elaboración propia




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1.4.3.1 El Mercado Regulado El Mercado Regulado está conformado por las empresas distribuidoras que son monopolio regulado y los clientes regulados. Los concesionarios de distribución están obligados a dar servicio a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas, en un plazo no mayor de un año. Asimismo, los concesionarios están obligados a tener contratos vigentes con empresas generadoras que le garanticen su requerimiento de potencia y energía. Las tarifas que se aplican en este mercado están descritas en el numeral 1.4.2. 1.4.3.2 El Mercado Spot El Mercado Spot está constituido por todas las empresas generadoras y transmisoras que operan dentro del SEIN y tienen al COES como un ente coordinador del despacho físico. En la operación económica del sector eléctrico, se consideran “costos marginales de corto plazo” y una modalidad de operación tipo “pool”. Las empresas generadoras de electricidad aportan la producción de sus unidades despachadas de acuerdo a un “orden de mérito”, basado en sus costos variables. Este orden de despacho es determinado por el COES. En este mercado se realizan transferencias de potencia y energía entre los generadores. La energía se vende al llamado Costo Marginal Instantáneo (precio Spot), y las transferencias de potencia5 son valorizadas tomando en cuenta los precios de potencia de punta en la barra donde se origine la transferencia. El Costo Marginal de Corto Plazo, se define como el mayor costo variable de entre todas las unidades generadoras que se despachan en un instante determinado, siendo entonces el costo de la energía despachada igual al costo variable del generador térmico más costoso. Dentro de este mercado, puede existir una gran volatilidad en los precios de la energía, debido a las fluctuaciones en los costos de los combustibles derivados del petróleo y a la oferta disponible de tecnologías con costos de generación más bajos. Por otro lado, la “Tarifa en Barra”6 representa la expectativa ponderada del precio marginal en un horizonte de tiempo, dado que su cálculo interioriza las proyecciones tanto de oferta como de demanda7, razón por la cual no sigue el comportamiento del costo marginal. En el Gráfico Nº 28, se presenta la evaluación del Precio Spot y la Tarifa en Barra en el periodo 1999 – 2010.

5

La Potencia de Punta es calculada como la diferencia entre la demanda de potencia de punta y su potencia firme.


6

Se aplica a clientes del mercado regulado.


7

Su cálculo se basa en información del año inmediatamente anterior, a propuesta del COES y revisado y corregido con premisas acordes a la discrecionalidad del OSINERGMIN.




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Gráfico N° 28: Evolución del Precio Spot y de la Tarifa en Barra en el SEIN (1999-2010)

Fuente: Estadística de Operaciones COES y Operación del Sector Eléctrico – OSINERGMIN.

Por otro lado, cabe resaltar que el sistema hídrico peruano presenta los períodos de estiaje entre los meses de mayo y noviembre, de modo que la convergencia de factores como reducción de aporte hídrico, ausencia de proyectos de bajos costos operativos, aumento de demanda y altos precios de combustibles, pueden llevar a un incremento del costo marginal, el mismo que es trasladado al mercado de corto plazo. Así también, el proceso regulatorio puede causar un aumento en el costo marginal, ya que en algunos casos no cubre las expectativas de los operadores o no interioriza las tendencias reales del mercado, tanto en términos de proyección de demanda como por la incorporación de nuevos proyectos, los cuales en algunos casos no llegan a materializarse. Los generadores que no tienen contratada toda su capacidad productiva con clientes libres, pueden colocar el excedente de su generación en este mercado. El mercado Spot sólo se utiliza para valorizar las transferencias entre generadores (diferencias entre despacho y compromisos contractuales). Las distribuidoras no pueden comprar directamente en este mercado. 1.4.3.3 El Mercado Libre El Mercado Libre está conformado por clientes que compran energía y potencia a los generadores del SEIN y/o distribuidoras. Los clientes libres tienen poder de negociación para fijar precios y la duración de estos se fijan mediante contratos bilaterales. Generalmente los retiros de energía que se requieren para cubrir sus demandas los hacen en alta tensión (AT) y muy alta tensión (MAT). Los generadores inyectan y/o toman energía del Mercado Spot para cubrir los contratos de venta que firman con sus “clientes libres”. El precio promedio de los clientes libres de las actividades económicas correspondientes al mes de marzo del año 2011 se presentan en el Grafico Nº 29. 


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Gráfico N° 29 : Precios Promedios de Clientes Libres por Actividad Económica (Marzo 2011)

Fuente: OSINERGMIN.

1.4.4 Marco Legal de las Energías Renovables e Incentivos Tributarios La primera norma exclusiva para energías renovables se promulgó en julio de 1997, Ley N° 26848 Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Sin embargo, el marco promotor que establece incentivos efectivos para la inversión en energías renovables en el Perú, fue establecido en mayo de 2008 mediante la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, Decreto Legislativo N° 1002 y su Reglamento aprobado mediante el D.S. N° 012-2011-EM de marzo de 2011. a) Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables. Esta Ley tiene como objetivo promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables (RER) del país. A continuación se resume los aspectos relevantes de esta Ley: • • • • • 


Se entiende como RER a los recursos energéticos tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico y mareomotriz. Tratándose de la energía hidráulica, cuando la capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW. La generación de electricidad a partir de RER tiene prioridad para el despacho diario de carga efectuado por el COES, para lo cual debe considerarla con costo variable de operación igual a cero (0). De existir capacidad en los sistemas de transmisión y/o distribución, los Generadores RER tienen prioridad para conectarse, hasta el límite máximo del porcentaje anual objetivo que el MEM. Los generadores RER que tengan características de cogeneración o generación distribuida, pagan por el uso de redes de distribución sólo el costo incremental en el que incurra el operador de dichas redes. El MEM establecerá cada cinco (5) años un porcentaje objetivo en que debe participar, en el consumo nacional de electricidad, la electricidad 48


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•

generada a partir de RER. No se considera en este porcentaje objetivo a las centrales hidroeléctricas, lo cual implica un mayor “espacio” para las energías renovables no convencionales. La Ley dispone que dicho porcentaje objetivo será hasta el cinco por ciento (5%) en cada uno de los años del primer quinquenio; es decir, hasta mayo de 2013. La participación de las energías renovables se logra a través de mecanismo de Subasta en la cual se garantiza a los generadores RER una Tarifa de Adjudicación (igual a su correspondiente oferta de precio) por su producción de energía. Los postores ofertan cantidad de energía anual y precio monómico8 por dicha energía.

b) Reglamento de la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables. El Reglamento del Decreto Legislativo Nº 1002, establece las reglas para las Subastas RER y demás detalles remunerativos a los generadores RER. A continuación se resume los aspectos relevantes del Reglamento: •

• •

•

•

•

8




Las bases de la subasta, en las cuales se establece las reglas del proceso, son elaborados y aprobados por el MEM. La convocatoria y conducción del proceso de subasta está a cargo de OSINERGMIN. Cada 02 años el MEM evalúa la necesidad de convocar a nueva subasta. En las bases de la subasta se establece la participación de cada tipo de tecnología RER para cubrir la energía requerida. OSINERGMIN fija en cada subasta una tarifa de adjudicación máxima por cada tipo de tecnología RER, considerando una tasa de descuento de 12% anual establecida en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). Los postores presentan su oferta con la energía anual que se comprometen a entregar y el precio correspondiente por dicha energía (su tarifa de adjudicación); las ofertas que superan la tarifa máxima de adjudicación son descartadas. La evaluación de ofertas y adjudicación de Buena Pro, se efectúa de manera independiente por cada tipo de tecnología (no hay competencia entre tecnologías), en función al precio ofertado. A los adjudicatarios se les otorga un contrato de suministro de energía por 20 años, con precio garantizado igual al de su oferta (Tarifa de adjudicación -TA-). Como contraparte, el adjudicatario RER debe suministrar la energía anual comprometida (Energía adjudicada -EA-) en su oferta. Si durante un año, no cumple con suministrar el 100% de la EA, su TA se reduce (para ese año) proporcionalmente al incumplimiento (Factor de corrección). El adjudicatario RER, inyecta su energía en el mercado de corto plazo a costo marginal y remunerada mensualmente (ingreso en el mercado de corto plazo), adicionalmente a partir del siguiente año percibe mensualmente una prima (ingreso por prima) que tiene como fin cubrir la diferencia entre: (1) la valorización a la correspondiente TA de su energía suministrada (hasta la EA) y (2) sus ingresos en el mercado de corto plazo.

Es el precio que incluye el precio de la energía y de la potencia expresado en US$/MW.h

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•

•

La prima es cubierta a través de un “cargo por prima” incorporado en el Peaje por Conexión del Sistema Garantizado de Transmisión que pagan todos los Usuarios en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), dicho cargo incluye el efecto financiero del pago diferido (a partir del siguiente año) de la prima, considerando la tasa mensual correspondiente a la tasa de descuento anual (12%) establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas. Su energía inyectada por “encima” de su EA (excedente de energía) es valorizada a costo marginal del sistema, lo cual representa un ingreso extra para el generador RER adjudicatario (ingresos por excedentes de energía).

La forma de remunerar a la generación RER, resultante de la subasta descrita anteriormente se esquematiza en el Gráfico Nº 30, donde: • • • • •

EA es la energía adjudicada comprometida a inyectar anualmente; EI es la energía inyectada en defecto (d) o en exceso (e); TA es la tarifa de adjudicación; TAa es la TA ajustada por el factor de corrección en caso de que la EI sea menor a la EA, el factor de corrección es igual a EId/EA; CMg representa el costo marginal de corto plazo. Gráfico N° 30 : Esquema de la Remuneración RER

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

c) Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. La Ley Nº 26848, establece que el Ministerio de Energía y Minas es la entidad del Estado encargada de velar por el cumplimiento de esta Ley y de su Reglamento, y esta labor la realiza a través de la Dirección General de Electricidad. Los aspectos más relevantes son: •




Para la actividad de exploración se requiere de autorización, la cual es otorgada con una vigencia de 03 años que podrá ser prorrogada por 02 años adicionales. 50


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• •

• •

Para la actividad de explotación se requiere de concesión, la cual es otorgada con una vigencia de 30 años que podrá ser prorrogada conforme al Reglamento. En caso que se explote la geotérmica con fines de generación eléctrica, el contrato de concesión se extenderá automáticamente por el mismo plazo de la concesión o autorización de generación eléctrica. Las actividades de generación de electricidad se rigen por la Ley de Concesiones Eléctricas. Los titulares de autorización de recursos geotérmicos se encuentran exonerados de todo tributo en la importación de bienes e insumos requeridos para la actividad de exploración. El Estado garantiza que el régimen tributario vigente al momento que se otorguen las autorizaciones o se suscriban los contratos de concesión de recursos geotérmicos permanecerá invariable durante la vigencia de dichos derechos geotérmicos.

d) Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. El 08 de abril de 2010 se ha publicó el D.S. Nº 019-2010-EM que aprueba el nuevo Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos, en adelante Reglamento de Geotermia. Los aspectos más relevantes son: •

• •

•

• • •

La actividad de exploración geotérmica está compuesta por dos (02) fases: (i) Fase I; para la realización de estudios previos a la perforación de pozos exploratorios profundos, los cuales deberán tener una profundidad no menor de 1 000 m; y, (ii) Fase II; para la perforación de pozos exploratorios profundos, como mínimo de tres (03) pozos. El período solicitado para la Fase I no podrá exceder los 02 años, y para la Fase II no podrá exceder de 01 año. El titular que decidiera continuar con la Fase II, 30 días antes del vencimiento de la Fase I deberá presentar a la DGE una garantía equivalente al 5% del presupuesto para la Fase II y con vigencia por el tiempo de esta Fase. Conforme a la Ley de Geotermia, la prórroga de la vigencia de la autorización sólo podrá ser otorgada una vez, por un período de hasta 02 años, y únicamente si el titular no hubiese concluido con el programa de exploración de recursos geotérmicos dentro del plazo original. En caso que la prórroga solicitada sea hasta por 01 año, el monto de la garantía será equivalente al doble de la garantía inicial. Por más de un 01 año, el monto de la garantía será el triple de la garantía inicial. La solicitud de concesión se acompaña de una garantía por un monto equivalente al 1% del presupuesto, vigente hasta la suscripción del correspondiente contrato de concesión. El contrato de concesión comprenderá la obligación del titular de presentar una garantía por un monto equivalente al 5% del presupuesto, con vigencia hasta la conclusión y verificación de las obras por OSINERGMIN.

e) Reglamento de la Cogeneración. Aprobado mediante D.S. N°037-2006-EM de junio de 2006 y modificado mediante el D.S. N° 082-2007-EM de noviembre de 2007, este marco establece lo siguiente: 


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• • • • • • •

Criterios técnicos a considerar en la Cogeneración, así como los requisitos y condiciones para que las centrales de cogeneración participen en el mercado eléctrico. Libre acceso para conectarse a las redes y para el pago de peaje de conexión no se considera su potencia de autoconsumo. Se paga únicamente el costo incremental por el uso de los sistemas secundarios o complementarios de transmisión, o de los sistemas de distribución. La energía eléctrica es despachada de manera preferencial y no margina. Asegura la venta de los excedentes de potencia y energía, en el mercado mayorista. Toda transferencia de energía se realiza a costo marginal y recibe pago por potencia despachada igual que los otros generadores; es decir, siempre que esté presente en la cobertura de la máxima demanda. Pueden vender sus excedentes mediante contrato a los generadores, distribuidores o usuarios libres.

f) Marco Legal de Incentivos Tributarios. Las inversiones en energías renovables pueden acogerse a dos regímenes de beneficios tributarios, estos son los siguientes: •

•

El Decreto Legislativo N° 793 (marzo 2007), que establece el Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas o IGV (IVA), cuyos requisitos son que la inversión sea no menor de US$ 5 Millones, y un periodo mínimo de pre-operatividad de 02 años. Decreto Legislativo N° 1058 (junio 2008), que establece el beneficio de la depreciación acelerada de los activos para efecto del pago del Impuesto a la Renta de hasta del 20% anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables.

1.4.5 Resultados y Análisis de la Aplicación del Marco Legal de las Energías Renovables Como ha sido señalado precedentemente, las medidas adoptadas en el marco legal de las energías renovables han sido orientadas a dar señales de largo plazo y de estabilidad para los titulares de los proyectos RER, a fin de promover las inversiones en nueva oferta de generación. Un ejemplo de estas medidas, es la aplicación del mecanismo de licitaciones o subasta de suministro de electricidad, a la fecha los resultados de la primera subasta se presentan a continuación : El proceso de la primera subasta RER se inició en agosto de 2009, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) elaboró las bases de la subasta, encargándose el OSINERGMIM de la conducción del proceso; en efecto, esta institución realizó el 15 de octubre de 2009 la primera convocatoria nacional e internacional. La energía requerida fue de 1 314 GWh/año, de los cuales 320 GWh/año fueron para tecnología eólica, 813 GWh/año para biomasa y 181 GWh/año para solar fotovoltaica. Adicionalmente, se consideró 500 MW para pequeñas centrales hidroeléctricas. Los precios máximos de adjudicación fijados por el 


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OSINERGMIN para las tecnologías hidroeléctrica, eólica, biomasa y solar fueron de 74 US$/MWh, 110 US$/MWh, 120 US$/MWh, y 269 US$/MWh, respectivamente. Estos precios fueron mantenidos en reserva por el Notario Público, y dados a conocer al inicio del acto público de apertura de sobres económicos y otorgamiento de la Buena Pro. Por su parte, los precios adjudicados (ofertados por los postores adjudicatarios) fueron los siguientes: Hidro, 60.33 US$/MWh; eólica, 80.36 US$/MWh; biomasa, 63.45 US$/MWh y solar, 221.09 US$/MWh. (OSINERGMIN, 2011a). Es decir, los precios medios de las ofertas adjudicadas para las tecnologías hidroeléctrica, eólica, biomasa y solar, han resultado ser menores en 18%, 27%, 47%, y 18%, respectivamente de los precios máximos (topes) de adjudicación establecidos por el OSINERGMIN. Por lo que el mantener en reserva dichos precios máximos ha promovido la competencia incentivando a que los postores efectúen su mejor oferta. Las potencias adjudicadas son 180.3 MW de hidroeléctricos, 142 MW de proyectos eólicos, 27.4 MW de biomasa y 80 MW de solar fotovoltáica, lo que da un total de 429.7 MW. Las energía adjudicada total es de 1 971.6 GWh/año, de los cuales 1 084.3 GWh/año corresponden a las hidroeléctricas, y 887.2 GWh/año a las otras energías renovables no convencionales (eólica/biomasa/solar). El precio medio adjudicación de la primera Subasta RER es de 80.46 US$/MWh. Conforme a lo establecido en las bases de la primera subasta, y al contrato que cada adjudicatario ha firmado con el MEM, el 31de diciembre de 2012 es la fecha límite para que inicien su operación comercial los respectivos proyectos de generación RER (OSINERGMIN, 2011a). Ver Cuadro Nº 14. Cuadro N° 14: Resumen de la Primera Subasta RER Demanda Requerida Tecnología RER Potencia Energía (MW) (MWh) Hidráulica 500 0 Eólica 0 320 Biomasa 0 813 Solar 0 181 Total

500

1314

Precio Tope (US$/MWh) 74 110 120 269 Total Sin Hidráulica

Potencia (MW) 180.3 142.0 27.4 80.0 429.7

Energía (MWh) 1084.3 571.0 143.3 172.9 1 971.6

Precio Medio Adjudicado (US$/MWh) 60.33 80.36 63.45 221.09 80.46

249.4

887.2

105.06

Oferta Adjudicada

Precio Adjudicado Vs Tope

Factor de Planta Promedio

-18% -27% -47% -18% Total

69 46 60 25 52

Sin Hidráulica

41

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

El efecto que tendrán los precios de la energía que inyecten los proyectos RER adjudicados al SEIN, se estima un incremento del 2.6% en los precios de generación. Para ello se ha considerado que la producción de energía total en el SEIN para el año 2013 será de 39 395 GWh y el precio monómico a nivel de generación será de 52.8 US$/MWh; por otro lado, la parte de dicha energía que es generación RER se estima en 1 972 GWh con un precio promedio ponderado de 80.5 US$/MWh. Ver Cuadro Nº 15. 


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Cuadro N° 15: Efecto de la Primera Subasta RER en el Precio a Nivel de Generación SEIN (2013)

Parámetro Convencional

RER

Total

Energía Anual (GWh)

37 423

1 972

39 395

Participación (%)

95%

5%

100%

Precio* (US$/MWh)

52.8

80.5

54.2

Incremento del precio (%)

2.6%

(*) Precio monómico a nivel de generación. Fuente: Dirección General de Electricidad (Elaboración propia).

La segunda convocatoria de la primera subasta se llevó a cabo en el mes de julio de 2010. En esta ocasión se consideró un volumen de energía a subastar de 428 GWh/año, de los cuales el 97.9 % se estableció para energía proveniente de biomasa y 2.1% de energía solar; para hidroeléctricas fue de 338.3 MW. En esta segunda convocatoria, solo se adjudicó un proyecto hidroeléctrico de 18 MW, los demás participantes fueron descalificados debido a que los precios ofertados resultaron mayores que los precios máximos establecidos por el OSINERGMIN. Ver Cuadro Nº 16.

Cuadro N° 16: Resultados de la Segunda Convocatoria de la Primera Subasta RER Tecnologías

Energía Precio Subastada Máximo (GWh/año) (US$/MWh)

Nº Proyectos Adjudicados

Energía Adjudicada (GWh/año)

Potencia (MW)

Precio Adjudicado US$/MWH)

Biomasa

419

55

Ninguno

Ninguna

Ninguna

Ninguno

Solar

9

211

Ninguno

Ninguna

Ninguna

Ninguno

Hidráulica

338.29 MW

64

1

85.000

18.00

64.0

Fuente: OSINERGMIN.

El 28 de abril de 2011, el Ministerio de Energía y Minas convocó a la segunda subasta de energías renovables. En esta ocasión el volumen de energía a ser subastada asciende a 1 300 MWh/año, de los cuales el 45.6 % están orientados a proyectos que utilizan residuos industriales, 18.1% son para proyectos que utilicen residuos urbanos, 33% para proyectos eólicos y 3.3% para proyectos de energía solar fotovoltaica. Adicionalmente, se subastará un volumen de generación máximo de 681 000 MWh/año para proyectos hidroeléctricos. Ver Cuadro Nº 17.




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Cuadro N° 17: Estructura de la Segunda Subasta RER Tecnologías

Energía (MWh/año)

Residuos Industriales

593

Residuos Urbanos

235

Eólica

429

Solar

43

Hidráulica

681 000

Fuente: OSINERGMIN.

Es importante destacar que los precios de generación obtenidos en el Perú en la primera subasta RER aún son menores a los precios de generación RER en diversos países del mundo. Ver Gráficos Nº 31 y Nº 32.

Gráfico N° 31: Tarifas Aplicadas a la Generación de Energía con Fuentes Renovables en Diferentes Países

Fuente: EREF - Prices for Renewable Energies in Europe - Report 2009.




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 Gráfico N° 32: Tarifas Aplicadas a la Generación con Energía Solar Fotovoltaica

Fuente: EREF - Prices for Renewable Energies in Europe - Report 2009

1.4.6 Institucionalidad El marco institucional en el sector eléctrico peruano se establece con la Ley de Concesiones Eléctricas, promulgada en noviembre de 1992 (D. L. N° 25844); con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación (Ley N° 28832), promulgada en el año 2006; así como por las normas que crean el OSINERGMIN, INDECOPI y el Ministerio del Ambiente. Ver Gráfico Nº 33.




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 Gráfico N° 33 : Agentes del Subsector Eléctrico

Fuente: Ministerio de Energía y Minas: Perú Sector Eléctrico 2010 Documento Promotor.

Las instituciones encargadas de promover, regular y fiscalizar las actividades del mercado eléctrico peruano son las siguientes: a) El Ministerio de Energía y Minas (MEM). Es el ente rector que establece las políticas del sector, promueve las actividades de energía, concede los derechos eléctricos para el desarrollo de la actividad eléctrica, y norma las reglas de juego del negocio eléctrico. En el campo de las energías renovables, es la entidad que: (i) decide la oportunidad de iniciar un proceso de subasta, publica el aviso previo respectivo, y aprueba las Bases en las cuales se define la cantidad de energía anual requerida por cada tecnología de generación renovable; (ii) firma los contratos de suministro de electricidad de largo plazo (20 años) con los adjudicatarios en la subasta; (iii) aprueba los estudios ambientales; y, (iv) otorga la concesión definitiva para el desarrollo de la actividad de generación. b) El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Es el ente regulador de tarifas, supervisor y fiscalizador del cumplimiento de las normas del sector (Ley N° 26734, de diciembre de 1996 y la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley Nº 27332, de julio del 2000). En el campo de las 


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Perú- Productos I y II







energías renovables, es la entidad que: (i) realiza la convocatoria a las subastas a nivel nacional e internacional; (ii) conduce el proceso de subasta desde la convocatoria hasta la adjudicación de la buena pro, a través de un Comité designado para cada proceso, dicho Comité es conformado por dos representantes del OSINERGMIN y por uno designado por el MEM; (iii) establece en cada proceso de subasta los precios máximos de adjudicación para cada tecnología RER; (iv) fija las primas a reconocer a cada generador RER en función a sus respectivos precios ofertados, prima que es incluida como cargo adicional en el Peaje de Transmisión que pagan todos los usuarios del SEIN; (v) supervisa el cumplimiento del cronograma de ejecución de obras de los proyectos de generación RER que resultaron adjudicados; y, (vi) fiscaliza el cumplimiento del contrato de suministro de electricidad firmado por los adjudicatarios e informa al MEM. c) El Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Es el organismo encargado de la coordinación y operación técnica y comercial del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), bajo criterios de seguridad y calidad del suministro, y administra las transferencias en el Mercado de Corto Plazo. En el campo de las energías renovables, es la entidad que: (i) en el caso de las tecnologías RER que no gestionan su potencia, elabora el estudio sobre la máxima capacidad de inyección por cada barra del SEIN que estas tecnologías pueden inyectar; (ii) aprueba los estudios de pre-operatividad de los proyectos de generación RER que se conectará al SEIN, (iii) aprueba la puesta en operación comercial de las centrales de generación RER; (iv) efectúa las liquidaciones económicas en el Mercado de Corto Plazo y de las primas correspondientes, a través de las cuales se les remunera a los generadores RER; e, (v) informa al OSINERGMIN sobre el cumplimiento de los generadores RER de inyectar al SEIN la energía anual que se adjudicaron en la subasta y de las liquidaciones efectuadas económicas. d) Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) del Ministerio del Ambiente (MINAM). Está encargado de dirigir, evaluar, supervisar y fiscalizar el cumplimiento de la normativa ambiental. Sus competencias con reguladas por la Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental (Ley N° 29325, de marzo de 2009). e) Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI). Promueve y garantiza la leal competencia, los derechos de los consumidores y la propiedad intelectual, propiciando el buen funcionamiento del mercado. Es el responsable de la aplicación y velar por el cumplimiento de la Ley de Monopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico (Ley N° 26876, de noviembre de 1997).

1.4.7 Proceso que se debe seguir para desarrollar un Proyecto de Energía Renovable El proceso para desarrollar e implementar un proyecto para la generación de energía eléctrica con recursos renovables, de acuerdo con el marco regulatorio vigente en el país, requiere seguir algunas etapas. Una vez identificado el proyecto 


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Perú- Productos I y II







a partir del conocimiento de las características del recurso energético y la ejecución de los estudios de pre-inversión, se debe competir en una subasta pública a fin de obtener la adjudicación y los incentivos económicos que aseguren su implementación. Posteriormente, se deben completar los estudios de impacto ambiental, el permiso para el uso del recurso y la obtención de la concesión definitiva. En las etapas siguientes se deben completar los estudios de ingeniería, el financiamiento para las obras y equipos y los permisos para su puesta en operación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Lo descrito, se esquematiza en el siguiente diagrama de flujo presentado en el Grafico N° 34: Gráfico N° 34: Proceso de Desarrollo de un Proyecto RER

(*) Podría iniciarse antes de participar en la subasta Fuente: Elaboración propia a partir de que información?

Los contratos de suministro de electricidad que adjudica el Estado, representan la garantía de los ingresos para hacer económicamente viable cada proyecto de generación RER. El desarrollo de un proyecto de generación RER generalmente 


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Perú- Productos I y II







sigue el siguiente proceso, descrito en concordancia con el marco legal RER y la LCE: • Medición del recurso energético renovable (RER) y elaboración del proyecto a nivel de perfil o de prefactibilidad. Para esta etapa, el promotor debe solicitar concesión temporal al MEM para la realización de estudios, sólo si requiere de servidumbre sobre alguna área de terreno para el desarrollo de los estudios. • En base a los estudios realizados en el punto anterior, el promotor puede participar en una de las subastas de RER que convoca el Estado cada dos años. En dichas subastas el promotor debe cumplir con requisitos tales como el de tener mediciones del RER como mínimo de 12 meses, proyectos de generación de RER a nivel de prefactibilidad, las garantías establecidas en las Bases, y el compromiso de presentar la aprobación por parte del operador del sistema (COES) de su estudio de pre-operatividad. • A la firma del contrato de suministro de electricidad por 20 años, se devuelve al promotor su garantía de seriedad de oferta (20 000 US$ por cada MW instalado), la misma que debe ser reemplazada por la garantía de ejecución de obras (100 000 US$ por cada MW a instalar) que se devuelve al promotor en la puesta en operación comercial de la central de generación RER. • A los tres meses de firmado el contrato de suministro de electricidad, el promotor debe presentar al MEM su estudio de pre-operatividad aprobado por el COES, con cargo a ejecución de garantía en caso de incumplimiento. • El promotor debe elaborar su proyecto de generación de RER a nivel de factibilidad (que incluye sus estudio de impacto ambiental) y luego su respectivo estudio definitivo para la construcción del proyecto. • Solicita al MEM la aprobación del estudio de impacto ambiental (EIA), el mismo que conjuntamente con el estudio de factibilidad los requisitos principales para la solicitud al MEM de la concesión definitiva. • Solicitada y aprobada la concesión definitiva de generación, el promotor firma con el Estado (MEM) el contrato de concesión definitiva, con el cual ya puede iniciar la construcción del proyecto. • Concluida la ejecución del proyecto, el promotor debe solicitar al OSINERGMIN la aprobación de puesta en operación comercial de su central de generación RER. • Luego de las pruebas correspondientes, el OSINERGMIN emite la aprobación de puesta en operación comercial, y a partir de dicho momento el plazo contractual para el suministro de electricidad al SEIN por 20 años. En el aspecto ambiental, la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (Ley Nº 27446) y su Reglamento, establecen de forma obligatoria la aplicación de la Certificación Ambiental para el desarrollo de todos los proyectos en general, definiendo las siguientes categorías: Categoría I - Declaración de Impacto Ambiental (DIA); Categoría II - Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd) y Categoría III - Estudio de Impacto Ambiental Detallado (EIA). En el caso de proyectos de energía eléctrica, los aspectos normativos en materia ambiental son competencia de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE); los aspectos de fiscalización técnico ambiental son 


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Perú- Productos I y II







competencia del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental – OEFA, perteneciente al MINAM. Los EIA para el desarrollo de proyectos eléctricos son revisados y aprobados por la DGAAE. El MINAM no está involucrado directamente con los procedimientos de evaluación de Estudios de Impacto Ambiental - EIA para proyectos en general. Sin embargo, el Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP), Organismo Público Técnico Especializado adscrito al MINAM, tiene la facultad de dar su opinión técnica vinculante sobre los EIA que involucran áreas naturales protegidas. Asimismo, la Autoridad Nacional del Agua (ANA), Organismo Técnico Especializado y el Ministerio de Agricultura, tienen la facultad de dar su opinión técnica sobre los EIA. En algunos casos también se puede requerir la opinión técnica de MINAM y del Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuano (INDEPA). El requerimiento de EIA para el desarrollo de proyectos de energía eléctrica está previsto en el D.L. Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, promulgados en 1993; los detalles del desarrollo de los EIA se establecen en el D.S. Nº 29-94-EM “Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas”, 1994. De acuerdo a lo establecido en el D.L. N º 25844 y el D.L. Nº 1002, (Ley para la Promoción de la Generación de Electricidad con Energías Renovables, la presentación de un EIA para proyectos eléctricos depende de la capacidad de producción de energía de la central eléctrica. Se requiere un EIA detallado para proyectos con capacidad mayor de 20 MW; para proyectos de menor capacidad se viene aplicando el mecanismo de calificación previa y declaración jurada en el caso de energías renovables que no se ubiquen en Áreas Naturales Protegidas. Para proyectos eléctricos de potencia de 20 MW o más, el EIA debe ser elaborado de conformidad con lo dispuesto en la Ley N º 25844, la Ley N º 27446 y el D.S. Nº 29-94-EM. Los procedimientos a seguir para la aprobación del EIA se describen a continuación: a) Presentación de un Plan de Participación Ciudadana (PPC) y de los Términos de Referencia (TdR) del EIA (los TdR se envían al SERNANP, ANA y otros organismos interesados según sea necesario). b) Realización de talleres antes de la elaboración del EIA (fase preparatoria) y durante la elaboración del EIA (fase intermedia). c) Presentación del EIA a la DGAAE-MEM y otros organismos interesados (SERNANP, ANA, MINAG, DREM, municipalidades distritales y provinciales, comunidades, centros poblados menores). d) Evaluación y aprobación del resumen ejecutivo del EIA y otros requisitos de TUPA. e) La publicación del EIA (Además de la publicación en el diario El Peruano, en un diario de circulación local y de su difusión en la radio local, el documento de EIA debe estar disponible para su consulta en el MEM, DREM y las oficinas de las municipalidades involucradas). f) Talleres para explicar los alcances del EIA (fase de evaluación). 


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Perú- Productos I y II







g) h) i) j)

Opinión técnica del ANA, SERNANP y MINAG. Previa difusión por 7 días continuos, se lleva a cabo la audiencia pública. En el caso que el EIA sea observado, esta será por única vez. Aprobación del EIA.

De acuerdo a la DGAAE, el Plan de Participación Ciudadana - PPC y los Términos de Referencia (TdR) - se preparan con las opiniones y la información recopilada de los grupos de interés. Los talleres se llevan a cabo en el área de estudio y los principales participantes son los residentes de la comunidad local. El EIA debe reflejar las opiniones de los interesados, incluyendo a los residentes locales. Posteriormente, la DGAAE evalúa el EIA en cuanto a los aspectos ambientales y sociales, mientras que el MINAG y SERNANP evalúan los aspectos de su competencia desde el punto de vista técnico. 1.5 Instalaciones de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables En este numeral se presenta información sobre las instalaciones y proyectos de energías renovables que están en operación y construcción, así como información de instalaciones y proyectos relevantes que utilizan fuentes de energía no renovables y que operan dentro del SEIN. 1.5.1 Información sobre las Instalaciones más Relevantes de Energías Renovables Los proyectos calificados como renovables en el marco del D.L. Nº 1002 que se encuentran en operación y en construcción se presentan en el Cuadro Nº 18. De dicha información se aprecia que la capacidad instalada de las plantas que están en operación asciende a 76.2 MW, de los cuales 53.2 MW son hidroeléctricos y 23 MW de biomasa; la capacidad instalada de las plantas que están en construcción asciende a 353.2 MW, de los cuales 126.8 MW son hidroeléctricos, 142 MW son eólicos, 80 MW son de energía solar y 4.4 MW son de biomasa.




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Perú- Productos I y II







Cuadro N° 18: Proyectos RER Potencia Instalada (MW)

Puesta en operación comercial

1.8 3.8 6 6 6 9.6 10 10 53.2

01/07/2011 01/12/2010 29/05/2009 19/02/2009 01/07/2010 01/10/2009 27/05/2009 22/05/2008

Hidro Cañete S.A. Eléctrica Yanapampa S.A.C. Consorcio Energoret/Manufacturas Mendoza Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Empresa Eléctrica Rio Doble S.A. SINERSA Generadora de Energía del Perú S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. Generadora de Energía del Perú S.A.

3.9 4.1 5 7.8 8 18.8 19.2 20 20 20 126.8

01/05/2012 01/12/2012 30/09/2012 01/10/2012 01/04/2012 31/12/2012 31/12/2012 31/12/2012 31/12/2012 31/12/2012

Lima

Agro industrial Paramonga S.A.

23 23

31/03/2010

Biomasa

Lima

Petramas S.A.C.

4.4 4.4

01/07/2011

C.E. Talara

Eólica

Piura

30

29/06/2012

C.E. Marcona

Eólica

Ica

32

01/12/2012

C.E. Cupisnique Total

Eólica

La Libertad

Energía Eólica S.A. Consorcio Cobra S.A./Perú Energías Renovables S.A. Energía Eólica S.A.

80 142

29/06/2012

C.S. Panamericana Solar

Solar fotovoltaica

Moquegua

20

30/06/2012

C.S. Majes Solar C.S. Repartición Solar

Solar fotovoltaica Solar fotovoltaica

Arequipa Arequipa

20 20

30/06/2012 30/06/2012

C.S. Tacna Solar

Solar fotovoltaica

Moquegua

20

30/06/2012

Tecnología

Tecnología

Departamento

Empresa

Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica

Lima Lima Ancash Cajamarca Ancash Arequipa Piura Cajamarca

Eléctrica Santa Rosa S.A. Maja Energía S.A. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Duke Energy GENOR S.A. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Generadora de Energía del Perú S.A. SINERSA Duke Energy GENOR S.A.

Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica

Lima Ancash San Martín Junín Junín Cajamarca Lima Puno Puno Puno

Biomasa

Hidroeléctrica




En Operación C.H. Purmacana C.H. Roncador C.H. Santa Cruz I C.H. Caña Brava C.H. Santa Cruz II C.H. Joya C.H. Poechos II C.H. Carhuaquero IV Total




En Construcción C.H. Nuevo Imperial C.H.Yanapampa C.H. Shima C.H. Huasahuasi I C.H. Huasahuasi II C.H. Las Pizarras C.H. Chancay C.H. Angel I C.H. Angel II C.H. Angel III Total Biomasa En Operación C.B. Paramonga I Total En Construcción C.B. Huaycoloro Total Eólica En Construcción

Solar En Construcción

Total




Consorcio Panamericana Solar 20TS/Solarpack Corporation Technology S.L. Grupo T-Solar Global S.A. Grupo T-Solar Global S.A. Consorcio Panamericana Solar 20TS/Solarpack Corporation Technology S.L.

80

63


Perú- Productos I y II







A continuación, se presentan las principales características de los proyectos de RER agrupados por tipo de tecnología utilizada es decir turbinas hidroeléctricas, turbinas a vapor con bagazo, motores de combustión interna a gas, turbinas eólicas y solar fotovoltaica. 1.5.1.1 Turbinas Hidráulicas Los proyectos que se presentan a continuación son los siguientes: C.H. Purmacana, C.H. Roncador, C.H. Santa Cruz I, C.H. Caña Brava, C.H. Santa Cruz II, C.H. La Joya, C.H. Poechos II, C.H. Carhuaquero IV, C.H. Nuevo Imperial, C.H. Yanapampa, C.H. Shima, C.H. Huasahuasi I, C.H. Huasahuasi II, , C.H. Las Pizarras, C.H. Chancay, C.H. Ángel I, C.H. Ángel II y C.H. Ángel III. Cuadro N° 19: Central Hidroeléctrica Purmacana Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Purmacana

Ubicación

Supe, Barranca, Lima.

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de julio del 2011

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Privada) Modalidad

Público

Concesionario

Eléctrica Santa Rosa S.A.C

Nº de permiso otorgado

R.D. Nº168-2010-ANA-DARH

Año de referencia

2010

Privada Privada

Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

1.8 9

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

71.3

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

3.4

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

60

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




Millones de ton/año

7 200 Está integrada por un canal aductor abierto de 13 m longitud (2.2 m3/s nominal), tubería de presión y casa de máquinas con equipo electromecánico. MEM SEIN

64


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 20: Central Hidroeléctrica Roncador Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Roncador

Ubicación

Barranca, Barraca, Lima

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de diciembre del 2010

Tipo de servicio (Público, No Público)

Público

Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada)

Privado

Pública

Modalidad

Privado

Concesionario

Maja Energía S.A.

Nº de permiso otorgado

N° 499-2005-MEM/DM

Año de referencia Potencia Nominal

MW

3.8

Potencia Efectiva

MW

3.48

GWh/año

28.1

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

70.5

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada

Hidroenergía

Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ

Inversión

Millones de US$

3

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de variable

Millones de US$

n/d

Millones de US$

n/d

operación

y

mantenimiento

Costo de operación y mantenimiento Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh

59.85

Millones de ton/año

17277

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

65


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 21: Central Hidroeléctrica Santa Cruz I Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Santa Cruz I

Ubicación

Colcas, Caras, Ancash

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

29 de Mayo del 2009

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico

Concesionario

Santa Cruz S.A.C

Nº de permiso otorgado

026-2009-MEM/DM

Año de referencia

22 de Enero del 2009

Privada Privada

Potencia Nominal

MW

6

Potencia Efectiva

MW

3.48

GWh/año

35.8

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

65

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

7.5

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

55

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




Millones de ton/año

18 150 Es una central de filo de agua, el propósito es generar energía eléctrica renovable para ser entregada al sistema eléctrico interconectado nacional MEM SEIN

66


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 22: Central Hidroeléctrica Caña Brava Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Caña Brava

Ubicación

Llama, Chota, Cajamarca

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

19 de Febrero del 2009

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Duke Energy EGENOR

Nº de permiso otorgado

RM 068-2009-MEM/DM

Año de referencia

11 de febrero del 2009

Potencia Nominal

MW

6

Potencia Efectiva

MW

5.71

Electricidad generada (producida)

GWh/año

38

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

41

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

9.5

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

70

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




Millones de ton/año

22 622 La central integra las aguas turbinadas de la central Hidroeléctrica Carhuaquero, alberga una turbina Kaplan de 5.657 MW. MEM SEIN

67


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 23: Central Hidroeléctrica Santa Cruz II Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Santa Cruz II

Ubicación

Santa Cruz, Huaylas, Ancash

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de julio del 2010

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico Pública

Privada Privada

Concesionario

Santa Cruz S.A.C

Nº de permiso otorgado

092-2009-MEM/DM

Año de referencia

18 de Febrero del 2009

Potencia Nominal

MW

6

Potencia Efectiva

MW

3.36

GWh/año

42.5

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

66

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

10.2

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

55

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




Millones de ton/año

21 082 Está integrada por una bocatoma, tiene una tubería a presión que conducirá el agua hasta la casa de maquinas, aloja 2 turbinas Francis. MEM SEIN

68


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 24: Central Hidroeléctrica La Joya Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

La Joya

Ubicación

Joya, Arequipa

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 octubre del 2009

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico Pública

Privado Privado

Concesionario

Generadora de Energía del Perú S.A (GEPSA)

Nº de permiso otorgado

RM147-2009-MEM/DM (2009.04.02)

Año de referencia Potencia Nominal

MW

9.6

Potencia Efectiva

MW

4.8

GWh/año

54.7

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

65

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

17.6

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




US$/MWh Millones de ton/año

59.95 41 987 La central cuenta con 2 grupos de turbinagenerador tipo Francis de eje vertical para un flujo de caudal firme. MEM SEIN

69


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 25: Central Hidroeléctrica Poechos II Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Poechos II

Ubicación

Sullana, Piura

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

27 de mayo del 2009

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Sindicato Energético S.A. - SINERSA

Nº de permiso otorgado

RM 071-2010-MEM/DM

Año de referencia

11 de marzo del 2011

Potencia Nominal

MW

10

Potencia Efectiva

MW

10

GWh/año

40

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

75

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

10.5

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

59.5

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




Millones de ton/año

22 770 La central integra Poechos I y II, cuentan con dos turbinas. MEM SEIN

70


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 26: Central Hidroeléctrica Carhuaquero IV Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Carhuaquero IV

Ubicación

Llama, Chota, Cajamarca

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

27 de Mayo del 2008

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico Pública

Privada Privada

Concesionario

DUKE ENERGY EGENOR S.A.

Nº de permiso otorgado

150-2001-EM

Año de referencia

31 de Setiembre del 2001

Potencia Nominal

MW

10

Potencia Efectiva

MW

9.98

Electricidad generada (producida)

GWh/año

42

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

76

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

6.4

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh Millones de ton/año

70 24 609

Breve descripción

La central integra las infraestructuras hidráulicas de la C. H. Carhuaquero para su operación como captación, conducción y pique aprovechando los recursos hídricos de la zona.

Fuentes de información

MEM SEIN




71


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 27: Central Hidroeléctrica Nuevo Imperial Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Nuevo Imperial

Ubicación

Lima

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de mayo del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico Pública

Privado Privado

Concesionario

Hidro Cañete S.A.

Nº de permiso otorgado

N° 249-2009-MEM/DM

Año de referencia

3 de junio del 2009

Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

3.9

GWh/año

25

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

81.34

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

6

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh

55.99

Millones de ton/año

15 285

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

72


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 28: Central Hidroeléctrica Yanampa Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Yanapampa

Ubicación

Yanapampa, Ocros, Ancash

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público

Concesionario

Eléctrica Yanapampa S.A.C.

Nº de permiso otorgado

525-2008-MEM/DM

Año de referencia

15 de noviembre del 2008

Privado Privado

Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

4.5(*) 64.77

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

77.43

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

14.8

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

56

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

26 366 Central Eléctrica en su primera etapa Breve descripción cuenta con 3 turbinas Francis de 1.5 MW. MEM Fuentes de información SEIN (*)El proyecto consiste en la implementación de una planta hidroeléctrica de pasada de 9 MW en 2 etapas, la segunda etapa estará operativa 2 años después de la primera.




Millones de ton/año

73


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 29: Central Hidroeléctrica Shima Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Shima

Ubicación

San Martín

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

30 de setiembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publica Privada Privada Consorcio Energoret Ingenieros Consultores E.I.R.L /Manufacturas Industrias Mendoza S.A.

Concesionario Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

5

GWh/año

32.9

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

75

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

9.6

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

64

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

20 129

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

74


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 30: Central Hidroeléctrica Huasahuasi I Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Huasahuasi I

Ubicación

Huasahuasi, Tarma , Junín

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de octubre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Concesionario

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

7.8

GWh/año

42.5

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

70

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

30.8

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

58

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




Millones de ton/año

60 613 La central integra dos ríos, dos bocatomas y dos turbinas Francis de 4.0 MW. MEM SEIN

75


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 31: Central Hidroeléctrica Huasahuasi II Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Huasahuasi II

Ubicación

Huasahuasi, Tarma, Junín

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

01 de Abril del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Pública

Concesionario

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

Nº de permiso otorgado

N° 044-2011-MEM/DM

Año de referencia

27 de Enero de 2011

Privada Privada

Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

8

GWh/año

42.5

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

70.5

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

57

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




Millones de ton/año

60 000 La central integra una bocatoma, dos turbinas Francis de 4 MW, se puede dividir en tres partes bien diferenciadas por la cercanía y la separación de unas y otras. MEM SEIN

76


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 32: Central Hidroeléctrica Las Pizarras Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Las Pizarras

Ubicación

Cajamarca

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

31 de diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Concesionario

Empresa Eléctrica Río Doble S.A.

Nº de permiso otorgado

521-2009-MEM/DM

Año de referencia

17 de diciembre de 2009

Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

18.8

GWh/año

104

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

67

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

21

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

64

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

63 585

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

77


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 33: Central Hidroeléctrica Chancay Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Chancay

Ubicación Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

31 de Diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico Pública

Privado Privado

Concesionario

SINERSA

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

19.2 108.1

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

85

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

153.5

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

58.5

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

284 143

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

78


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 34: Central Hidroeléctrica Ángel I Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Ángel I

Ubicación

Puno

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

31 de Diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Generadora de Energía del Perú S.A.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

20

GWh/año

131

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

75

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

123

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh

59.97

Millones de ton/año

80 620

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

79


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 35: Central Hidroeléctrica Ángel II Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Ángel II

Ubicación

Puno

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

31 de Diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Generadora de Energía del Perú S.A.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

Factor de planta

%

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

20 131 75 Hidroenergía

PJ

Inversión

Millones de US$

123

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh Millones de ton/año

59.98 242 674

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

80


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 36: Central Hidroeléctrica Ángel III Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Ángel III

Ubicación

Puno

Tipo de tecnología

Turbina Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

31 de Diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada Generadora de Energía del Perú S.A.

Concesionario

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

20

GWh/año

131

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

75

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

123

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh Millones de ton/año

59.99 242 674

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

81


Perú- Productos I y II







1.5.1.2

Turbina de Vapor con Bagazo y Motores de Combustión Interna a Biogas Con respecto a proyectos con biomasa, se debe resaltar que en el país existe experiencia en el aprovechamiento de este recurso renovable, en la generación de energía eléctrica a través de tecnologías de cogeneración para su uso propio en centros agroindustriales. A continuación, se presenta información sobre la central termoeléctrica Paramonga I que utiliza bagazo. También se presenta información sobre la central Huaycoloro, para la utilización de biogás generado en un relleno sanitario, la cual entrará en operación en julio de 2011. Cuadro N° 37: Central Térmica Paramonga I Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Paramonga I

Ubicación

Paramonga, Lima

Tipo de tecnología

Turbogeneradores de Vapor

Fecha de entrada en operación

31 de Marzo del 2010

Tipo de servicio (Público, No Público)

Público

Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada)

Pública

Privado

Modalidad

Privado

Concesionario

Agro Industrial Paramonga S.A. (AIPSA)

Nº de permiso otorgado

N° 344 – 2009-EM

Año de referencia

2009

Potencia Nominal

MW

23

Potencia Efectiva

MW

20

GWh/año

115

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

57

Eficiencia

%

Electricidad generada (producida)

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Bagazo de Caña PJ

Inversión

Millones de US$ 5.4

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$ n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$ n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$ n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Breve descripción

Fuentes de información




US$/MWh Millones de ton/año

52 85 300 Cuenta con una turbina de vapor genera energía y sustituyendo el Petróleo Residual a un nuevo sistema basado en bagazo de caña de azúcar, reemplazando los calderos existentes por un nuevo bagacero. MEM SEIN

82


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 38: Central Térmica Huaycoloro Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Huaycoloro

Ubicación

Lima

Tipo de tecnología

Turbogeneradores de Vapor

Fecha de entrada en operación

01 de Julio 2011

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Petramas S.A.C.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

4.4

GWh/año

28.3

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

73

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Residuos Sólidos PJ

Inversión

Millones de US$

2

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

110

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

298 996

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

83


Perú- Productos I y II







1.5.1.3 Turbinas Eólicas A continuación se presenta información sobre las centrales eólicas Talara, Marcona y Cupisnique, que entrarán en operación en el 2012. Cuadro N° 39: Central Eólica Talara Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Talara

Ubicación

Piura

Tipo de tecnología

Aerogeneradores

Fecha de entrada en operación

29 de junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público)

Publico

Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada)

Privado

Modalidad

Privado

Concesionario

Energía Eólica S.A.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

30 119.7

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

46

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Energía Eólica PJ

Inversión

Millones de US$

63

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

87

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año 80 620

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

84


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 40: Central Eólica Marcona Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Marcona

Ubicación

Ica

Tipo de tecnología

Aerogeneradores

Fecha de entrada en operación

01 de Diciembre del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado Consorcio Cobra S.A. Energías Renovables

Concesionario

/Perú

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

GWh/año

32 148.4

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

59.93

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Energía Eólica PJ

Inversión

Millones de US$

60

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh

65.52

Millones de ton/año

99 958

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

85


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 41: Central Eólica Cupisnique Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Cupisnique

Ubicación

La Libertad

Tipo de tecnología

Aerogeneradores

Fecha de entrada en operación

29 de junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público

Concesionario

Energía Eólica S.A.

Privado Privado

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida) % de energía vendida/Entregada al Servicio Público Factor de planta Eficiencia

GWh/año

303

%

100

%

43

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

80

Energía Eólica PJ

Inversión

Millones de US$

150

Costos de operación y mantenimiento fijo Costos de operación y mantenimiento variable Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Millones de US$

n/d

Millones de US$

n/d

US$/MWh

85

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

204 090

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

86


Perú- Productos I y II







1.5.1.4 Solar Fotovoltaica A continuación, se presenta información sobre las centrales Panamericana Solar, Majes Solar, Repartición Solar y Tacna Solar que están por entrar en operación en junio de 2012. Cuadro N° 42: Central Panamericana Solar Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Panamericana Solar

Ubicación

Moquegua

Tipo de tecnología

Fotovoltaicas

Fecha de entrada en operación

30 de Junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública/Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado Consorcio Panamericana Solar 20TS /Solarpack Corporación Technology S.L.

Concesionario Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida) % de energía vendida/Entregada al Servicio Público Factor de planta Eficiencia

GWh/año

50.7

%

100

%

28.9

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

20

Energía Solar PJ

Inversión

Millones de US$

80

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

215

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

34 140

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

87


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 43: Central Majes Solar Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Majes Solar

Ubicación

Arequipa

Tipo de tecnología

Fotovoltaica

Fecha de entrada en operación

30 de junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

Grupo T- Solar Global S.A.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

20

GWh/año

37.6

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

21.5

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Energía Solar PJ

Inversión

Millones de US$

80

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

US$/MWh

222.5

Millones de ton/año

25 350

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

88


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 44: Central Repartición Solar Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Repartición Solar

Ubicación

Arequipa

Tipo de tecnología

Fotovoltaica

Fecha de entrada en operación

30 de Junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publico

Concesionario

Grupo T- Solar Global S.A.

Privado Privado

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida) % de energía vendida/Entregada al Servicio Público Factor de planta Eficiencia

GWh/año

37.4

%

100

%

21.4

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

20

Energía Solar PJ

Inversión

Millones de US$

80

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

223

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

25 222

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

89


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 45: Central Tacna Solar Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Tacna Solar

Ubicación

Moquegua

Tipo de tecnología

Fotovoltaica

Fecha de entrada en operación

30 de Junio del 2012

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Publica Pública

Privada Privada Consorcio Panamericana Solar 20TS /Solarpack Corporación Technology S.L.

Permisionario Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

Potencia Efectiva

MW

Electricidad generada (producida)

20

GWh/año

47.2

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

26.9

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Energía Solar PJ

Inversión

Millones de US$

80

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

225

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

31 795

Breve descripción Fuentes de información




MEM SEIN

90


Perú- Productos I y II







1.5.2 Información sobre las Instalaciones más Relevantes en el SEIN Dentro del mercado de generación de energía eléctrica del SEIN operan 23 empresas generadoras, de las cuales 5 son estatales y las 18 restantes son privadas. Por otro lado, operan 83 auto productores9. La energía eléctrica es transmitida por tres empresas privadas y es distribuida por 24 empresas distribuidoras. En lo que respecta a centrales de capacidad superior a 20 MW, el Perú cuenta con 45 centrales con una capacidad instalada total de 6 294 MW. Este grupo se compone a su vez de 21 centrales hidroeléctricas y 24 centrales termoeléctricas, con una capacidad total de 2 927 MW y 3 367 MW, respectivamente. De las centrales termoeléctricas mencionadas, 9 operan con gas natural (2 443 MW), 1 opera con carbón mineral (142 MW), 1 con bagazo (23 MW) y 13 con combustibles líquidos (759 MW)10. (MEM, 2009b). El Cuadro Nº 46, presenta las centrales de generación más representativas que operan en el SEIN. Cuadro N° 46: Centrales de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables más

representativas del País Central

Ubicación (Departamento)

Empresa

Potencia Instalada (MW)

Puesta en operación comercial

Huancavelica Huancavelica Lima

ELECTROPERU ELECTROPERU CELEPSA

798 210 220

1979 1985 2010

Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica

Lima Lima Lima Ucayali Lima

EDEGEL S.A. KALLPA GENERACIÓN S.A. ENERSUR S.A. TERMOSELVA SDF ENERGIA S.A.C.

492 629 556 171.16 31

2006 201011 200912 2001 2009

Térmica

Moquegua

ENERSUR S.A.

142

2000

Tipo de Tecnología

Hidroeléctrica Mantaro Hidroeléctrica Restitución Hidroeléctrica El Platanal Hidroeléctrica Térmicas con gas natural Ventanilla Kallpa Chilca 1 Aguaytia Oquendo Carboeléctricas Ilo2

9

Empresas que informan al MEM y que desarrollan actividades productivas o extractivas (mineras, manufactureras, industriales, etc.). 10 Información al 2009. 11 Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, se viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a Ciclo Combinado, con lo cual se espera incrementar su potencia total en alrededor de 850.70 MW y entrar en operación comercial con esta nueva tecnología antes del segundo trimestre del 2012.
 12 
Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, se viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a Ciclo Combinado, con lo cual se espera incrementar su potencia total en alrededor de 800 MW y entrar en operación comercial con esta nueva tecnología antes del segundo trimestre del 2013.





91


Perú- Productos I y II







1.5.2.1 Turbinas Hidráulicas A continuación, se presenta la información correspondiente a las centrales hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución y El Platanal. Estas son centrales hidroeléctricas que operan en base. La central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo es la de mayor capacidad instalada del SEIN. Cuadro N° 47: Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Santiago Antúnez de Mayolo

Ubicación

Huancavelica, Junín y Pasco

Tipo de tecnología

Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

1979

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Concesionario

ELECTROPERÚ S.A.

Nº de permiso otorgado

035-2009-EM

Año de referencia

27 de Junio del 2009

Potencia Nominal Potencia Efectiva Electricidad generada (producida)

MW

798

MW

670.7

GWh/año

5356.55

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

91.18

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




US$/MWh Millones de ton/año Central Eléctrica integra 7 turbinas Peltón de eje vertical, es de mayor capacidad instalada del país, 22 transformadores monofásicos MEM SEIN

92


Perú- Productos I y II





 Gráfico N° 35: Casa de Máquinas C.H. Antúnez de Mayolo

Fuente: Portal electrónico de ELECTROPERU (ELECTROPERU, 2011).




93


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 48: Central Hidroeléctrica Restitución Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Restitución

Ubicación

Huancavelica, Junín y Pasco

Tipo de tecnología

Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

1985

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público

Concesionario

ELECTROPERÚ S.A.

Privada Privada

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

210

Potencia Efectiva

MW

215.37

Electricidad generada (producida) % de energía vendida/Entregada al Servicio Público Factor de planta Eficiencia

GWh/año % % %

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

-

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




100

US$/MWh Millones de ton/año La central integra 3 turbinas pelton de eje vertical y seis inyectores. MEM SEIN

94


Perú- Productos I y II







Gráfico N° 36: Casa de Máquinas C.H. Restitución

Fuente: Portal electrónico ELECTROPERU (ELECTROPERU, 2011)




95


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 49: Central Hidroeléctrica El Platanal Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

El Platanal

Ubicación

Zúñiga, Cañete, Lima

Tipo de tecnología

Hidroeléctrica

Fecha de entrada en operación

24 de Abril del 2010

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

CELEP S.A.

Nº de permiso otorgado

032-2007-EM

Año de referencia

25 de Julio del 2007

Potencia Nominal

MW

220

Potencia Efectiva

MW

217.38

Electricidad generada (producida)

GWh/año

1063

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Hidroenergía PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




US$/MWh Millones de ton/año

501 814.35 La central cuenta con 2 turbinas pelton de eje vertical con sus generadores cada uno y sus equipos auxiliares correspondientes. MEM SEIN

96


Perú- Productos I y II







Gráfico N° 37: Desarenador C.H. El Platanal

Fuente: Portal electrónico de CELEPSA (CELEPSA, 2011).

1.5.2.2 Turbinas de Ciclo Abierto y Ciclo Combinado con Gas Natural Las centrales térmicas más representativas que operan en el SEIN son: la central térmica Ventanilla ubicada en Lima (siendo la primera central con ciclo combinado con gas natural de Camisea), la central térmica Kallpa y la central térmica Chilca I. Estas dos últimas están ubicadas al sur de Lima y utilizan gas natural de Camisea. Ambas centrales están en proceso de convertirse a ciclo combinado, cuya entrada en servicio está prevista para el año 2012 y 2013, respectivamente. También se están considerando las centrales térmicas de Aguaytia, ubicada en el departamento de Ucayali y la central térmica de Oquendo, ubicada al sur de Lima.




97


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 50: Central Térmica Ventanilla Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Ventanilla

Ubicación

Ventanilla, Callao, Lima

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

2006

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Permisionario

EDEGEL S.A.

Nº de permiso otorgado

RM N° 298-2007-MEM/DM

Año de referencia

22 de Junio del 2007

Potencia Nominal

MW

492

Potencia Efectiva

MW

492.75

Electricidad generada (producida)

GWh/año

3 214.06

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

74.46

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Gas Natural PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción

Fuentes de información




Millones de ton/año

375 051.11 Central Eléctrica integra 02 turbinas de gas y 01 turbina de vapor, es la primera central a ciclo Combinado del Perú MEM SEIN

98


Perú- Productos I y II





 Gráfico N° 38: Central Térmica Ventanilla

Fuente: Portal electrónico de EDEGEL (EDEGEL, 2011)




99


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 51: Central Térmica Kallpa Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Kallpa

Ubicación

Chilca, Cañete, Lima

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

2010*

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Permisionario

KALLPA GENERACIÓN S.A

Nº de permiso otorgado

N° 125-2006-MEM/DM

Año de referencia

2006

Potencia Nominal Potencia Efectiva Electricidad generada (producida)

MW

629

MW

565.77

GWh/año

1321.08

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

42

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Gas Natural PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

600 000 Central Térmica a gas natural Breve descripción cuenta con tres turbinas, la tercera entró en operación el año 2010. MEM Fuentes de información SEIN (*) Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a ciclo combinado que entrará en operación el año 2012.




Millones de ton/año

100


Perú- Productos I y II





 Gráfico N° 39: Central Térmica Kallpa

Fuente: Portal electrónico de Kallpa. (KALLPA, 2011).




101


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 52: Central Térmica Chilca I Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Chilca I

Ubicación

Chilca, Cañete, Lima

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

Diciembre del 2006

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privada Privada

Permisionario

ENERSUR

Nº de permiso otorgado

N° 179-2010-MEM/DM

Año de referencia

2010

Potencia Nominal Potencia Efectiva Electricidad generada (producida)

MW

556

MW

535.9

GWh/año

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

42

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada

Gas Natural

Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Millones de ton/año

Breve descripción

Central Térmica a gas natural cuenta con tres turbinas, la tercera entró en operación el año 2009.

Fuentes de información

MEM y SEIN

(*) Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a ciclo combinado que entrará en operación el año 2013.


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


102


Perú- Productos I y II





 
 Gráfico N° 40: Central Térmica Chilca Uno

Fuente: Portal electrónico de ENERSUR (ENERSUR, 2011)




103


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 53: Central Térmica Aguaytia

Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Aguaytia

Ubicación

Ucayali

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

Diciembre del 2001

Tipo de servicio (Público, No Público)

Público

Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada)

Privada

Pública

Modalidad

Privada

Permisionario

TERMOSELVA

Nº de permiso otorgado

No. 187-2001-EM/VME

Año de referencia Potencia Nominal

MW

172.59

Potencia Efectiva

MW

156.62

Electricidad generada (producida)

GWh/año

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

Factor de planta

%

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Gas Natural PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas




100

Millones de ton/año

Breve descripción

Cuenta con dos turbinas a gas natural

Fuentes de información

MEM SEIN

104


Perú- Productos I y II







Gráfico N° 41: Central Térmica Aguaytia

Fuente: Portal electrónico de AGUAYTIA (AGUAYTIA, 2011)




105


Perú- Productos I y II







Cuadro N° 54: Central Térmica Oquendo Parámetro

Unidades

País

Perú

Nombre de la instalación

Oquendo

Ubicación

Lima

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

2009

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público

Permisionario

SDF ENERGÍA S.A.C.

Nº de permiso otorgado

N° 005-2009-EM/DGE

Año de referencia

2009

Privado Privado

Potencia Nominal

MW

31

Potencia Efectiva

MW

29.38

GWh/año

203.6

Electricidad generada (producida) % de energía vendida/Entregada al Servicio Público Factor de planta Eficiencia

%

100

%

79.1

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Gas Natural

PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




Información

US$/MWh

n/d

Millones de ton/año Central tiene 1 turbina a gas (cogeneración), es la primera central de cogeneración operando con gas natural. MEM SEIN

106


Perú- Productos I y II







1.5.2.3

Carboeléctrica

En el país desde el año 2000 opera la central térmica Ilo 2, que es la primera planta de generación instalada que utiliza carbón mineral importado. Cuadro N° 55: Central Térmica Ilo II Parámetro

Unidades

Información

País

Perú

Nombre de la instalación

Ilo 2

Ubicación

Moquegua

Tipo de tecnología

Térmica

Fecha de entrada en operación

2000

Tipo de servicio (Público, No Público) Situación Legal (Compañía Ltda/S.A./Pública//Privada) Modalidad

Público Pública

Privado Privado

Concesionario

ENERSUR S.A.

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal

MW

142

Potencia Efectiva

MW

141.87

Electricidad generada (producida)

GWh/año

1 066.92

% de energía vendida/Entregada al Servicio Público

%

100

Factor de planta

%

85.85

Eficiencia

%

Fuente de energía empleada Consumo de Fuente en el año de referencia

Carbón Mineral PJ

Inversión

Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo

Millones de US$

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

Millones de US$

n/d

Costo de operación y mantenimiento

Millones de US$

n/d

US$/MWh

n/d

Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Fuentes de información




Millones de ton/año Integra una turbina a vapor, caldero, es el único que opera a carbón mineral en el SEIN. MEM SEIN

107


Perú- Productos I y II







Gráfico N° 42: Central Térmica Ilo II

Fuente: Portal electrónico de ENERSUR (ENERSUR, 2011).




108


Perú- Productos I y II







1.6 Lecciones Aprendidas En el año 1992 entró en vigencia la Ley de Concesiones Eléctricas, D.L. N° 28544, que modernizó el mercado eléctrico peruano. Posteriormente este marco fue modificado por la Ley para promover el desarrollo eficiente de la generación, Ley N° 28832, promulgada en el año 2006. Luego, en el año 2008 se aprobó el D.L. N° 1002, Ley para promover la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables; es decir han transcurrido casi dos décadas para que el país disponga de un marco regulatorio sobre las energía renovables. Si bien es cierto el país cuenta con un importante potencial de recursos energéticos renovables, sólo se dispone de experiencia en la aplicación de tecnologías hidroeléctricas y también se cuenta con experiencia en el uso de tecnologías termoeléctricas para generar electricidad con bagazo de caña de azúcar. Por otro lado, antes de la entrada en vigencia del actual marco legal de las energías renovables en mayo de 2008, una de las barreras que impedía el desarrollo de las energías renovables era la aplicación de tarifas que no hacían viables los proyectos de generación eléctrica con RER. Además, una desventaja percibida de las energías renovables es que estas requieren la aceptación de tarifas más altas para hacerlas viables económicamente, lo cual impacta en las tarifas de electricidad al usuario final. Para superar estas barreras se ha tenido que establecer un marco legal para las energías renovables que contempla incentivos económicos para el desarrollo de proyectos con estas tecnologías, como la adjudicación mediante subastas públicas de contratos de suministro de energía por 20 años a precio firme igual a las ofertas, así como incentivos tributarios tales como la devolución anticipada del impuesto general a las ventas IGV, depreciación acelerada de activos para efectos del pago del impuesto a la renta, y cero arancel a la importación de bienes de capital. El mecanismo de subasta establecido en dicho marco legal ha demostrado ser un instrumento eficaz para promover la inversión en generación eléctrica en base a RER, y a su vez permite obtener resultados eficientes basados en la competencia de los inversionistas RER. Muestra de ello es que hasta la fecha se ha adjudicado 1 971.5 GWh/año, de los cuales 1 084.3 GWh (55%) corresponden a pequeñas hidráulicas, 571 GWh (29%) a centrales eólicas, 172.9 GWh (8.8%) a centrales solares fotovoltaicas y 143.3 GWh (7.3%) a centrales que utilizan biomasa (OSINERGMIN, 2011). Si bien es cierto que la inyección de dicha energía generada con RER al SEIN tendrá un impacto al incrementar el precio de generación en 2.6% y de 1.3% a nivel de usuario final en el periodo 2011 – 201313Ver Cuadro N°18 del numeral 1.4.5.; sin embargo, este impacto se verá compensado con el efecto positivo de tener una mayor oferta en el SEIN, se reducirán las emisiones de GEI, y se mejorará la capacidad técnica para el manejo de estas tecnologías en el país. En el futuro se espera que los precios de generación con energías renovables se reducirán por la disminución de los costos de inversión de dichas tecnologías. La energía geotérmica es una RER que aún no se aprovecha para generar electricidad. Este tipo de tecnología no ha participado en la subasta ya que los proyectos identificados aún no pueden competir con las otras tecnologías por carecer de estudios 13




Fuente: Dirección General de Electricidad, MEM


109


Perú- Productos I y II







de base. Además, no se han realizado perforaciones que ayuden al conocimiento de las características de los reservorios geotérmicos, que permitan determinar la factibilidad de este tipo de proyectos y reducir los riesgos de su implementación. Para superar esta situación, el MEM durante el primer semestre del 2011 ha otorgado 13 autorizaciones para la realización de exploraciones y estudios de dicho recurso para fines de producción de electricidad en campos ubicados en los departamentos de: Arequipa, Ancash, Ayacucho, Moquegua, Puno y Tacna (MEM, 2011e). Se debe destacar que la energía geotérmica permite garantizar una mayor continuidad en la producción de electricidad (alto factor de planta), esta opción puede jugar un rol importante entre las energías renovables en el SEIN. En el país se requiere realizar mayores esfuerzos para reducir las emisiones de CO2, las cuales se han incrementado de manera sostenida en los últimos años debido principalmente al incremento del consumo de hidrocarburos líquidos por parte del sector industrial (23% del total de emisiones) y en mayor escala del sector transporte (59% del total de emisiones), que es demandante de diesel y gasolinas. Esta situación debe cambiar en el futuro con el uso de gas natural comprimido y la electrificación del trasporte público. Por su parte, las emisiones de CO2 en la generación de energía eléctrica se han incrementado por el mayor uso de gas natural de Camisea, se espera que en el futuro esta tendencia cambie con el mayor desarrollo de las energías renovables. Finalmente, se puede afirmar que en el país existe un mayor consenso sobre la importancia del aprovechamiento de las energías renovables debido a sus ventajas ya que permiten diversificar la oferta de generación eléctrica con recursos locales, reducen la dependencia del gas natural y el consumo de otros hidrocarburos cuyos recursos son finitos; además, contribuirán a la seguridad energética al mismo tiempo que se reduce el impacto negativo de la producción de electricidad en el medio ambiente. 1.7 Conclusiones • La Política Energética aprobada por el gobierno mediante el D.S. 064-2010-EM, señala los lineamientos para promover las inversiones en proyectos con energías renovables convencionales y no convencionales, para cubrir la demanda y contribuir a garantizar la seguridad energética y el desarrollo sostenible del País. • El marco regulatorio vigente establecido por el Decreto Legislativo N° 1002, ha demostrado ser eficaz, ya que actualmente se está implementando un conjunto de proyectos de generación con tecnologías renovables que permitirán diversificar la matriz energética. Uno de los factores clave de este avance, es la prima que se otorga a los generadores RER para recuperar sus inversiones, la cual es aportada por el propio mercado eléctrico. • El país dispone de un importante potencial de recursos renovables que requiere ser evaluado de manera permanente para su mejor y mayor aprovechamiento. • La evolución de la estructura del consumo de energía del país confirma la preponderancia de las fuentes fósiles y se observa la creciente participación del gas natural de Camisea como fuente de energía desde el año 2004, por lo que se puede afirmar que la matriz energética tiene un antes y un después de Camisea. 


110


Perú- Productos I y II







• Si bien la presencia del gas natural en la matriz energética está contribuyendo a la sustitución de los derivados de petróleo y a la reducción de importaciones mejorando la balanza comercial del país, a su vez este energético por su precio en el sector eléctrico mantiene bajas las tarifas eléctricas, sin embargo es un fuerte competidor de las energías renovables ya que los costos de generación con estas tecnologías aún son mayores a los costos de generación con gas natural.




111


Perú- Productos I y II







2. ESTADO DEL ARTE 2.1 Introducción En el Perú, el uso de las fuentes renovables de energía, se da a partir de los años 70’s, siendo impulsado gracias a la llamada crisis del petróleo. Al principio, el desarrollo de los proyectos estuvo a cargo de instituciones de capacitación y desarrollo tecnológico, entre las cuales se pueden encontrar a las universidades. Las primeras aplicaciones desarrolladas corresponden a proyectos de bombeo de agua con aerobombas, calentadores solares de agua y secadores solares de productos agrícolas. En el año 1993 el coeficiente de electrificación en el Perú era el más bajo en Sudamérica: 56.8% a nivel nacional y 7.7% en áreas rurales, actualmente es 86% a nivel nacional y 65% en las áreas rurales. (MEM, 2011j). El acceso a la energía eléctrica de las comunidades localizadas en zonas rurales es muy complicada debido a la muy variada geografía y la baja densidad poblacional. El Ministerio de Energía y Minas del Perú, ante la necesidad de llevar una mayor cobertura de electrificación, desarrolla diferentes programas para proveer de energía eléctrica a la población rural. Esto lo hace mediante la implementación de sistemas aislados de generación, principalmente con pequeñas centrales hidroeléctricas y de tipo fotovoltaico, ya que en el país se dispone de pequeñas caídas de agua y existe un elevado nivel de radiación solar que hace de estos sistemas los más económicos. Los proyectos de electrificación desarrollados por el gobierno a través del Ministerio de Energía y Minas responden fundamentalmente a un compromiso social y la capacidad instalada individual de estos proyectos no ha superado el megavatio. Actualmente, se puede observar que los más importantes proyectos desarrollados con fuentes renovables están en manos de la empresa privada, impulsados como se ha señalado en el capítulo 1, por la normativa que reglamenta y promueve la inversión en proyectos de este tipo. En esta sección del estudio se describirán 2 proyectos, los cuales han sido seleccionados tomando como base el grado de “éxito” logrado en el mercado interno, siendo su característica principal su sostenibilidad. El primer proyectos analizado en este estudio es la central hidroeléctrica Santa Cruz II, que aprovecha las aguas del río Blanco para generar energía eléctrica. El segundo proyecto viene a ser la central de cogeneración Paramonga I. Esta central utiliza como combustible la biomasa residual, producto del aprovechamiento de la caña de azúcar, para generar energía térmica y eléctrica para los procesos de su área de influencia y para inyectar al SEIN la energía eléctrica excedente. Al igual que otras fuentes renovables, los proyectos citados contribuyen al desarrollo sostenible de las poblaciones involucradas y ayudan al país a mejorar la balanza comercial de hidrocarburos, desplazando la producción de energía eléctrica generada por plantas térmicas que usan combustibles fósiles y contribuyen a la reducción de la importación de petróleo para la generación eléctrica. 


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2.2 Metodología 2.2.1 Fuentes de Información Primaria. Se han realizado entrevistas a los responsables de su desarrollo, para identificar las barreras a las que se enfrentaron durante su implementación, sean estas de tipo normativo, social, tecnológico o financiero. En estas entrevistas se ha utilizado la metodología de encuestas, para lo cual se diseñó un formato que fue remitido previamente y llenado conjuntamente con ellos durante las entrevistas. En el Cuadro Nº 56 se muestra la lista de los entrevistados que son titulares de los proyectos involucrados. Cuadro N° 56: Resumen de Entrevistas Realizadas a Emprendedores Entrevistado

Empresa

Proyecto

Cargo

Fernando Urquiza

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.

C.H. Santa Cruz II

Gerente General

Efraín Salas Valverde

Agroindustrial Paramonga (AIPSA)

C.T. Paramonga I

Gerente de Proyecto

Javier Lei Suicho

Generadora de Energía del Perú (GEPSA)

C.H. La Joya.

Gerente General

Juan Coronado Lara

Energía Eólica S.A.

C.E. Talara

Gerente General

Fuente: Elaboración propia.

Las preguntas realizadas se listan a continuación: • ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? • ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? • ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y cómo pudieron superarse? • ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? • ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de financiamiento, tasa de interés y plazo? • ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? • ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? • ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el desarrollo del proyecto? • ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área de influencia? • ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos de suministro a clientes particulares? • ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para promover proyectos como el que se implementó? Por otro lado, se realizaron entrevistas con autoridades relacionadas al marco regulatorio de las energías renovables, tanto en el ámbito del mercado eléctrico 


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inmerso en el sistema interconectado, como en el que se desarrolla en el ámbito rural. En el Cuadro Nº 57 se muestra un lista a los entrevistados. Cuadro N° 57: Resumen de Entrevistas Realizadas a Representantes del Ministerio de Energía y Minas Entrevistado

Cargo

Organismo

Ismael Aragón Castro

Director General de Electricidad

Dirección General de Electricidad - MEM

Luis Torres Casabona

Director del Proyecto FONER*

Dirección General de Electrificación Rural - MEM

(*) Proyecto: Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la Aplicación de Fondos Concursables.

a) Secundaria. En segunda instancia, se ha recopilado información relevante concerniente a los proyectos de diversos documentos. Dicha información incluye datos técnicos, producción de energía, reducción de emisiones e impacto social. Los documentos consultados se listan a continuación: • Ficha técnica de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II. • Expediente Técnico de la Solicitud de Concesión de la Central Térmica Paramonga I, que obra en la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. • Expediente Técnico de la Solicitud de Concesión de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II, que obra en la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. • Proyect Design Document Form (PDD), de la C.H. Santa Cruz II. • Simplified Project Design Document (SPDD), del proyecto implementación de caldera con bagazo en la empresa Agroindustrial Paramonga. • Carbon Opportunities in Peru - Project Portfolio 2010 (FONAM, 2010). • Carbon Opportunities in Peru - Good Business with Sustainable Development 2010 (FONAM, 2010). • Información de la Primera Subasta de Energías Renovables recogida en el portal web de OSINERGMIN (OSINERGMIN, 2011a). • Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011. Proyecto del Caldero Bagacero MDL de Paramonga (13.6 MW) – Ficha Técnica [En Línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/proyecto-del-caldero-bagacero-mdl-deparamonga-13-6-mw/ [Consultado el 23 Junio 2011]. • Páginas web informativas, las cuales se señalan en las referencias. 2.2.2 Criterios de Selección La selección de los casos de estudio, se realizó sobre la base de los siguientes criterios: a) Proyecto en Operación. Los proyectos tomados en consideración, deberán estar en operación y cumplir como mínimo un año de operación comercial. b) Sostenibilidad Económica. A fin de garantizar su operación durante su periodo de vida técnico, los proyectos deben cubrir sus costos de operación y mantenimiento, generando rentabilidad adicional para los desarrolladores. 


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c) Aceptación y Beneficio Social. Los proyectos deberán caracterizarse por un alto grado de aceptación social de los actores locales involucrados, generando además beneficios para la comunidad que pueden traducirse en obras concretas. d) Sostenibilidad Ambiental. El impacto ambiental de los proyectos deberá ser mínimo, teniendo como característica principal el ahorro de emisiones equivalentes de CO2, mediante el desplazamiento directo de combustibles fósiles o de la generación eléctrica con estas fuentes. e) Replicabilidad del Proyecto. La característica fundamental para que se pueda calificar a un proyecto como exitoso, desde el punto de vista de este estudio, debe ser que además de cumplir con los criterios anteriores, el proyecto también pueda ser replicado en otros lugares que presenten similares características. Gráfico N° 43: Criterios de Selección de Casos de Estudio

Fuente: Elaboración propia.

De los proyectos adjudicados en la Primera Subasta y que cumplen con los criterios de selección anteriormente mencionados, se han escogido los siguientes para el análisis de casos: - La Central Hidroeléctrica Santa Cruz II. - La Central de Cogeneración Paramonga I. A continuación, se hace una descripción de dichos proyectos. 2.3 C.H. Santa Cruz II 2.3.1 Descripción General del Proyecto La Hidroeléctrica Santa Cruz II, se encuentra localizada al noroeste de Lima a 2 104.5 metros sobre el nivel del mar, en la cuenca del río Blanco (Santa Cruz), en el distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas, departamento de Ancash. Es una 


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Central Hidroeléctrica de filo de agua o de pasada de 6 MW de capacidad instalada que aprovecha las aguas del río Blanco. Entró en operación comercial en junio del año 2010 con una producción estimada de 33 GWh/año. La energía generada es colocada en el mercado de corto plazo y liquidada a Tarifa Adjudicada por ser este un generador del tipo RER. El precio de la energía que fue ofertada por esta central en la Primera Subasta de Energías Renovables fue de 55 US$/MWh. (OSINERGMIN, 2011a) Gráfico N° 44: Ubicación Geográfica del Proyecto

Fuente: Elaboración propia.

2.3.2 Objetivos del Proyecto La empresa Hidroeléctrica Santa Cruz, es una empresa especialmente creada para la construcción y puesta en marcha de la central hidroeléctrica Santa Cruz I, la cual tiene una capacidad de 5.9 MW y entró en operación en mayo del 2009. Durante su construcción y puesta en marcha, se constató la existencia de un potencial hidroeléctrico adicional aún no aprovechado. A partir de la confirmación del recurso y de su evaluación, se pudo determinar que podía ser utilizado para generar 6 MW adicionales. En consecuencia, los desarrolladores del proyecto plantean la implementación de una nueva central denominada Santa Cruz II. De esta manera se consolidan los dos objetivos principales del proyecto, a saber: - Construir una central que aprovechara el potencial hidráulico existente en la zona que fue determinado al construir la centra Santa Cruz I. - Aplicar al MDL para mejorar la rentabilidad del proyecto. 2.3.3 Análisis de Actores Promotores del Proyecto La empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C., es una empresa de capitales peruanos creada para el desarrollo del potencial hidrológico existente en el río Blanco. Está facultada para ejercer las operaciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. GCZ Ingenieros S.A.C., es accionista mayoritario de Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C y es además la encargada del desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de todas sus centrales. El potencial existente en la zona, ha llevado a la empresa a proyectar la instalación de otras centrales (6 en total), las cuales se ha estimado, tendrían un potencial 


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estimado de generación de 40.6 MW. Estos proyectos pretenden ser ejecutados de manera escalonada según se vaya obteniendo el financiamiento necesario. Beneficiarios El terreno donde se ubica el proyecto pertenece a la comunidad de Colcas, Distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas, región Ancash, quien nunca ha usado esta tierra por su gran altura y difícil acceso. El proyecto beneficia directamente a la población de esta comunidad, la cual se concentra en un pequeño pueblo del mismo nombre, con aproximadamente 350 habitantes y que está situado a 2.5 km del proyecto. Alrededor de este, se localizan diversos caseríos y viviendas familiares rurales. La comunidad, ha recibido con gran aceptación la instalación de la planta de generación, debido a que esta no representa impactos mayores en el uso que se le da al agua actualmente y porque existe un antecedente en la Central Santa Cruz I. En la zona de influencia del proyecto, se desarrollan las actividades de agricultura y ganadería, destacando las plantaciones de papa, maíz, alverjitas, quinua y kiwicha. La agricultura es de limitada productividad y se caracteriza por el bajo nivel tecnológico en el manejo de cultivos a nivel de parcela y reducida planificación agrícola, predominando el uso del riego por gravedad. El ingreso económico de la zona es muy bajo y existe carencia de agua potable en algunos caseríos. De los Financistas El diseño y construcción de la central hidroeléctrica y de las subestaciones de media y alta tensión, estuvo a cargo de la empresa GCZ Ingenieros SAC, quienes también son socios de Hidroeléctrica Santa Cruz SAC y aportaron gran parte del capital y la ingeniería requerida para la ejecución del proyecto. Por otro lado, en el financiamiento del proyecto se contó con la participación del INTERBANK, entidad financiera perteneciente a la banca local, quién financió el proyecto mediante el mecanismo de Leasing. Cabe mencionar que en la actualidad, INTERBAK dispone de una línea de financiamiento con SECO (Secretaría de Estado para Asuntos Económicos de la Confederación Suiza) dirigido a compañías peruanas que desean invertir en tecnologías ambientales. El objetivo de esta modalidad de financiamiento es la mejora del medio ambiente. Adicionalmente, la C.H. Santa Cruz, fue calificado como proyecto MDL, teniendo como contraparte en la compra de certificados de reducción de emisiones, a la empresa Endesa Carbono S.L., cuyos aportes ayudaron a mejorar el flujo de caja del proyecto y a darle sostenibilidad.

2.3.4 Aspectos Legales La C.H. Santa Cruz II, es un proyecto de aprovechamiento hidrológico que inicia su construcción en enero del año 2009 y entra en operación comercial en junio del año 2010. Durante el desarrollo del proyecto, el marco que regulaba el mercado de la generación de energía eléctrica estaba regido básicamente por los principios contenidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (1992), su reglamento (1993) y la 


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Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación (2006). Posteriormente el proyecto sería más beneficiado por la aplicación de la Ley Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables D.L. N° 1002 y su Reglamento (2011). La Ley de Concesiones Eléctricas, estipulaba que a partir de una potencia superior a 0.5 MW los proyectos requieren autorización para desarrollar actividades de generación de energía eléctrica. Posteriormente con la promulgación del D.L. Nº 1002 y su Reglamento, se estableció que los proyectos hidroeléctricos hasta 20 MW requieren concesión a fin de que reciban un derecho que facilite la obtención de las servidumbres que pertenecen a terceros. Por poseer una capacidad instalada de 6 MW, la empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. estaba comprendida dentro de los requerimientos de dicha norma. La empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. solicitó concesión definitiva de generación eléctrica con recursos energéticos renovables, mediante documento presentado el 10 de setiembre del año 2008. Para la obtención de dicha concesión, la empresa presentó una solicitud al Ministerio de Energía y Minas compuesta de los siguientes documentos: Cuadro N° 58: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación N° 1 2 3 4

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Requisito exigido Solicitud de acuerdo a formato, consignando número de RUC, dirigida a la Dirección General de Electricidad, firmada por el representante legal. Pago de TUPA (40% de la UIT) Documento (Escritura Pública con sello en el que figure inscripción, Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos de Constitución de la empresa Documento (Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos del representante legal de la empresa. Los siguientes planos y diagramas: • Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (DATUM PSAD 56) con la firma y sello del profesional responsable. • Plano de la poligonal con sus vértices en coordenadas UTM (PSAD 56). • Diagrama Unifilar con la firma y sello del profesional. Declaración Jurada de cumplimiento de normas técnicas de conservación del medio ambiente y el patrimonio Cultural de la Nación (Aplicable solo para concesiones definitivas para generación con Recursos Energéticos Renovables, cuya potencia instalada es igual o inferior a 20 MW). Memoria descriptiva con estudios del proyecto con la firma y sello del representante legal (Como mínimo a un nivel de factibilidad). Calendario de ejecución de las obras, con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial (en caso de nuevas obras) con sello y firma del representante legal. Presupuesto del proyecto, con sello y firma del representante legal. Información técnica con fines estadísticos: potencia instalada de la central, número de unidades de generación, tipo de cada unidad de generación, modelo, caudal de diseño, consumo específico de combustible, tipo de combustible; tratándose de centrales de generación en uso o repotenciadas se presentarán también los registros históricos de operación e información relevante que sustente un adecuado desempeño operativo (Solo para el caso de concesiones definitivas de generación con Recursos Energéticos Renovables iguales o menores a 20 MW de potencia instalada). Certificado de Habilidad vigente del ingeniero responsable de los planos. Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la ejecución de las obras, tratándose de concesión de generación. Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia

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financiera del peticionario o potencial inversionista (Reconocida por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP o CONASEV). Garantía de fiel cumplimiento de ejecución de obras, equivalente al 1% del presupuesto del proyecto con 19 un tope de 500 UITs en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, vigente hasta la puesta en operación comercial del proyecto. Fuente: MEM –TUPA.

Para la solicitud de la concesión definitiva, el pago del TUPA asciende a 50% de una UIT14, y además de los documentos anteriores se presentaron: - Especificación de las servidumbres requeridas. - Autorización del uso de recursos naturales de propiedad del Estado, emitido por la autoridad de aguas competente, que apruebe el estudio hidrológico a nivel definitivo. - Certificado de conformidad emitido por el COES, sustentado con un Estudio de Pre-Operatividad (el cual deberá ser presentado antes de la expedición de la Resolución Suprema de otorgamiento de la concesión definitiva). La concesión definitiva fue otorgada a Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. mediante Resolución Ministerial 092-2009-MEM/DM del 18 de febrero del 2009. Por otro lado, la Ley de Recursos Hídricos (Ley N° 29338), tiene por finalidad regular el uso y gestión integrada del agua, la actuación del Estado y los particulares en dicha gestión, así como en los bienes asociados a esta. En este contexto, la Autoridad Nacional del Agua (ANA) es el ente rector y la máxima autoridad técnico-normativa del Sistema Nacional de Gestión de los Recursos Hídricos y está encargado de realizar las acciones necesarias para el aprovechamiento multisectorial y sostenible de los recursos hídricos por cuencas hidrográficas. La Autoridad Nacional del Agua, fue creada el 13 de marzo del 2008 por Decreto Legislativo Nº 997 - Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura. Es un Organismo Técnico Especializado (DS Nº 034-2008-PCM), adscrito al Ministerio de Agricultura, constituyéndose en pliego presupuestal, con personería jurídica de derecho público interno. Luego de las gestiones correspondientes, la Resolución Directoral R.D.Nº03022010-ANA-DARH de la Autoridad nacional del Agua (ANA) le otorga a la empresa Hidroeléctrica Santa Cruz, la licencia del uso de agua para fines energéticos. 2.3.5 Aspectos Tecnológicos Características Técnicas y de Interconexión El proyecto está conformado por una bocatoma con un flujo de agua promedio que va de 6.5 m³/s a un máximo de 8 m³/s. El agua del río es captada a 2 226 m.s.n.m. a través de un canal de conducción de 1 598.42 m de longitud, con una pendiente de 1.5/1000, para luego ser descargada a 2 223.79 m.s.n.m., mediante una tubería de presión de 397 metros que conduce el agua hacia la casa de máquinas, con una 14





Unidad
Impositiva
Tributaria.


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altura neta nominal de 113 m. Después de ser turbinada, el agua es devuelta al río a través de un canal de 43.2 m, a una cota de 2 104.5 m.s.n.m. (MEM, 2011f). La casa de máquinas está compuesta por las 02 turbinas Francis de 3.17 MW de capacidad nominal cada una, acoplada a su respectivo generador de 3 750 kVA. La central se conecta al SEIN mediante la subestación Santa Cruz a una tensión de 66 kV, la cual se encuentra interconectada a la línea de distribución Huallanca – Caraz, que pertenece a la empresa Hidrandina. En cuanto a la las turbinas hidráulicas fueron suministradas por un proveedor local (GCZ Ingenieros), quien tiene alrededor de 20 años de experiencia en el desarrollo de estos equipos. En lo que respecta a los equipos electromecánicos, fueron adquiridos de proveedores reconocidos en el mercado internacional, esto último como condición para otorgar el financiamiento. Disponibilidad del Recurso Según el informe técnico N° 252-2010-ANA-DARH/ORDA/JAH-ACF, se otorgó la licencia de uso de las aguas provenientes del río Blanco con fines energéticos a la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II por un volumen anual de 110.94 MMC, distribuido de la manera siguiente: Cuadro N° 59: Disponibilidad del Recurso para la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II Disponibilidad Hídrica Q (m³/s) V (MMC)

2.3.6

Ene

Feb

Mar

Abr

May Jun

Jul Ago Sep Oct Nov

Dic

5.43 6.83 5.74 4.69 2.81 2.31 1.81 1.75 1.77 2.22 2.95 4.15 14.54 16.52 15.37 12.16 7.53 5.99 4.85 4.54 4.74 5.95 7.65 11.62

Total 110.94

Aspectos Económicos

Financiamiento La inversión en el proyecto ascendió aproximadamente a 10.2 millones de dólares. El proyecto fue implementado vía Leasing, con una participación de capital propio que ascendió al 30% de la inversión, a un periodo de 10 años y una tasa de descuento menor a 10%. Todo esto se hizo a través del INTERBANK, entidad perteneciente a la banca local (HSCSAC, 2011). Sostenibilidad Económica La normativa de RER otorga una serie de beneficios a los proyectos (MEM, 2008) con energías renovables. Los más importantes se listan a continuación: - La prioridad para el despacho diario de carga efectuado por el COES. - Un contrato de suministro de energía por 20 años, un precio garantizado igual al de su oferta (Tarifa de Adjudicación). - La energía inyectada por “encima” de la energía que se le ha adjudicado (comprometida mediante un contrato con el estado), es valorizada a Costo Marginal del sistema, lo cual representa un ingreso extra para el generador RER adjudicatario (ingresos por excedentes de energía). 


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Estos mecanismos reducen las incertidumbres frente a los costos volátiles existentes en el sistema interconectado, garantizando por un plazo de 20 años un ingreso mínimo, que después de ser evaluado por la empresa hace atractiva la inversión en proyectos renovables. Se puede decir que si se ha ejecutado un estudio exhaustivo del recurso, el flujo de caja del proyecto también queda garantizado. Por otro lado, para mejorar su flujo de caja y asegurar la rentabilidad del proyecto, la Hidroeléctrica Santa Cruz SAC procedió a realizar los trámites necesarios para aplicar al MDL, este objetivo fue alcanzado teniendo como comprador de los CER’s emitidos a la empresa Endesa Carbono S.L. Esta empresa está presente en toda la cadena de valor del mercado de CO2, identificando e invirtiendo en proyectos MDL de otros promotores, compra y vende los CER’s generados en proyectos MDL (tanto propios como ajenos), colabora en proyectos conjuntos, intermedia en procesos de compra-venta, presta servicios de consultoría y asesoría para proyectos de otros agentes y gestiona las participaciones de Endesa en los Fondos de Carbono. Tarifas La C.H. Santa Cruz II, fue uno de los 18 proyectos adjudicados en la primera subasta de energías renovables (convocada en octubre de 2009 y cuya adjudicación se dio en febrero de 2010). El precio de la energía que fue ofertada por esta central en la subasta de Energías Renovables fue de 55 US$/MWh. (OSINERGMIN, 2011a). Dicho precio corresponde a la tarifa de adjudicación dispuesta por el OSINERGMIN. En lo que respecta a la energía excedente que pueda inyectar luego de cumplir con sus compromisos contractuales, esta se liquidará a Costo Marginal Instantáneo del SEIN. Para valores referenciales, el costo marginal mínimo registrado durante el año 2010 ascendió a 16.60 US$/MWh, el costo marginal máximo a 24.55 US$/MWh y el costo marginal promedio anual a 21.44 US$/MWh (COES, 2010). 2.3.7 Aspectos Sociales Como parte del proceso de elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), se organizaron varios talleres informativos con las comunidades locales (UNFCCC, 2006). El proceso de consulta local comenzó cuando el desarrollador del proyecto organizó una reunión el 12 de septiembre de 2008 en la comunidad de Colcas, con la participación de las autoridades locales y el público en general. La lista de participantes a esta reunión incluye: el presidente de la comunidad de Colcas y más de dos tercios de la comunidad. Para el desarrollador del proyecto, estas consultas son fundamentales para establecer un canal de comunicación entre los actores locales, tales como los miembros de la comunidad Colcas y las autoridades del Ministerio de Agricultura. Las consultas fueron dirigidas a correspondencia entre los intereses del desarrollador del proyecto con los de la comunidad local. Con esto en mente, el desarrollador del proyecto se reunió con la comunidad para explicar los objetivos, 


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el alcance y los compromisos del proyecto con respecto a los actores locales y el medio ambiente. Inicialmente, a la comunidad le preocupaba que la legislación peruana vigente no permitiera que los habitantes de la zona pudieran vender los terrenos que serían utilizados por el Proyecto. Así mismo, la comunidad expresó su preocupación de que algunos canales de riego podrían verse afectados, trayendo como consecuencia la disminución del suministro de agua para los cultivos locales. Como puede constatarse con los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos, una de las principales inquietudes de los pobladores de las zonas ubicadas en el área de influencia del proyecto, es el beneficio económico que la comunidad puede obtener del proyecto. En respuesta a las inquietudes y requerimientos de la población del área de influencia, el promotor del proyecto y la comunidad llegaron a los siguientes acuerdos (UNFCCC, 2006): - La comunidad vendería al promotor del proyecto 3 hectáreas de tierra a US$ 30 000. - El promotor del proyecto daría una contribución de US$ 10 000 por año durante la vida del proyecto para inversiones sociales en beneficio de la comunidad. Este pago será gestionado por un comité compuesto por los líderes de la comunidad y agentes de la compañía que desarrolla el proyecto. - El promotor del proyecto tendría especial preferencia en contratar mano de obra local durante la construcción del Proyecto. - El promotor del proyecto proveería un tractor para el desarrollo de la agricultura en el lugar. - El promotor del proyecto se comprometía a respetar los canales de irrigación. - La comunidad se comprometió en apoyar en el desarrollo del Proyecto. Todos estos acuerdos fueron discutidos y aceptados por la comunidad, de tal manera que se ha llegado a tener un buen trato con esta, ayudando a implementar obras identificadas como viables y de beneficio para la comunidad. Como ejemplo se puede citar la construcción de una piscigranja para generar ingresos económicos y contribuir al aprovechamiento de los recursos biológicos del lugar. 2.3.8 Aspectos Ambientales De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctrica de 1992, una Evaluación de Impacto Ambiental no es necesaria para los proyectos hidroeléctricos de menos de 20 MW. A pesar de ello, el EIA se llevó a cabo voluntariamente por el desarrollador del proyecto como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible de la zona, y con el fin de establecer un plan de gestión ambiental para mitigar los impactos negativos potenciales del proyecto. La realización de un EIA facilitó también el procedimiento para la obtención de la carta de aprobación del país anfitrión, requerida para calificar al MDL (UNFCCC, 2006). El EIA, determinó que el proyecto no pone en peligro en modo alguno las necesidades de agua de los actores locales; es decir, el proyecto no afecta el suministro de agua para irrigación de los terrenos agrícolas de la zona y respeta el 


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programa de irrigación normal establecido por el Ministerio de Agricultura. Así mismo no hay alteración de la calidad de agua para consumo. El proyecto presenta impactos ambientales positivos como la reducción de emisiones de CO2, NOx. SO2 y partículas, lo cual resulta beneficioso para la calidad del aire global. Además, por los requerimientos de operación, el proyecto contribuye a la purificación y limpieza del agua que se toma del río y que luego es devuelta a este. Por el solo hecho de la existencia del proyecto, se brindan oportunidades de empleo directo e indirecto para la población vecina, lo que se puede constatar en el hecho que tanto para la construcción de la central, como para su operación en la actualidad se emplea a la población local. Se tienen también los beneficios a nivel macro para el país, ya que se desplazará un porcentaje de la generación de energía eléctrica proveniente de plantas térmicas que consumen combustibles fósiles. Esto contribuirá a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al aseguramiento del suministro eléctrico al incrementar la capacidad instalada del SEIN. Se espera que el proyecto desplace 21 082 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) por año y 147 574 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de certificados de reducción de emisiones (CERs) (MINAM, 2011a). En lo referente al medio ambiente cultural, la C.H. Santa Cruz II no se encuentra dentro de los límites de ningún Área Natural Protegida (ANP) ni de su zona de amortiguamiento. Las principales actividades de mantenimiento y operación del proyecto que podrían dar origen a potenciales impactos ambientales, se derivan del uso de agua del río para la generación de electricidad, operación, mantenimiento de equipos y eliminación de residuos sólidos, estos impactos negativos para la población local y los trabajadores del proyecto serán gestionados mediante las medidas propuestas en el EIA. El mayor potencial de los impactos ambientales negativos y los riesgos, están en el área de la salud y la seguridad de los trabajadores, los residentes locales, la fauna y la flora; esto causado por el ruido, riesgo eléctrico y probabilidad de desbordamiento de las aguas del canal de conducción. Gracias a un diseño adecuado de las instalaciones y las medidas de prevención adoptadas, estos impactos ambientales son de baja probabilidad e intensidad. 2.3.9 Barreras Encontradas Durante su desarrollo, el proyecto no ha presentado muchas barreras, debido a que hubieron factores que facilitaron el proceso. Los dos factores más importantes se relacionan a que ya existían antecedentes del desarrollo de un proyecto similar (la C.H. Santa Cruz I) en la zona, y que había sido ejecutado por misma empresa. Por otro lado, se contaba con la experiencia anterior ganada por el proyectista. 


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Una de las barreras encontradas fue de tipo financiero, pues el proyecto era elegible para financiamiento por parte de la banca nacional, sin embargo, esta sólo pudo proporcionar un porcentaje de los costes de inversión. Esta circunstancia se dio debido al hecho que el desarrollador del proyecto era un inversionista local pequeño. Esta barrera fue superada gracias a que el desarrollador del proyecto participó con el porcentaje de la inversión faltante haciendo uso de capital propio. En lo que respecta a posibles barreras que se están dando actualmente, los desarrolladores sostienen que se debe revisar lo concerniente al precio monómico, debido a que en la normativa de RER se habla de que la energía se liquida a Costo Marginal, mientras que el pago por potencia sirve como una garantía anticipada. Esto último puede llegar a contradecir la definición del precio monómico creando incertidumbre en su aplicación. Así también, en lo referente a la normativa tributaria de los CER’s, esta no es muy clara dado que no entra en las definiciones de bien o servicio, siendo estas dos las únicas opciones que presenta el sistema tributario peruano. La falta de claridad en la normatividad tributaria con respecto al servicio de validación de las emisiones desplazadas también genera dificultades. En todos los casos la validación se hace mediante instituciones del exterior, lo cual conlleva al pago de impuestos por duplicado (en el Perú y en el país de origen de la entidad validadora), lo cual perjudica al desarrollador del proyecto. Por otro lado, los desarrolladores del proyecto sostienen que la normativa referente a la recuperación anticipada del IGV no beneficia a las centrales pequeñas, debido a que no está diseñada para beneficiar a centrales cuyos periodos de construcción son menores a 2 años. Así mismo, sostienen que el proceso para la obtención de este beneficio debería ser más sencillo y expeditivo. 2.3.10 Factores de Éxito para la Replicabilidad Los desarrolladores de la C.H. Santa Cruz II, consideran al proyecto como exitoso, ya que los objetivos inicialmente trazados se están logrando progresivamente. Sin embargo, para determinar adecuadamente si el proyecto tendrá la rentabilidad económica estimada se requieren un par de periodos más. Para ese entonces ya se habrán cobrado los CERs, los cuales se han convertido en un instrumento de soporte muy importante para el proyecto. Para asegurar el éxito del proyecto, los desarrolladores coinciden en que la base es un estudio exhaustivo del recurso y de la ingeniería implicada, lo cual debe asegurar que el proyecto sea viable en cuestión de costos. La capacidad técnica de los desarrolladores fue muy buena, ya que la mayor parte de la obra estuvo a cargo de la empresa GCZ Ingenieros. Durante el desarrollo del proyecto, las buenas relaciones con la comunidad del área de influencia jugaron un papel importante. La mayor parte de proyectos que se dan en el interior del país tienen como característica inicial las dificultades generadas a causa de la preocupación de las comunidades implicadas por el uso de los recursos y sobre todo cuando el proyecto involucra el uso del agua. Sin embargo, este no fue el caso de la C.H. Santa Cruz II, esto debido a que se brindó amplia información a la comunidad sobre cómo el proyecto podía beneficiarlos y los impactos ambientales mínimos que se darían. 


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Otro de los aspectos importantes, fue que ambas partes coincidieron en celebrar acuerdos de tipo económico para beneficiar a la población local, identificando y ejecutando proyectos viables y sostenibles en el tiempo. Así mismo la población se mostró más receptiva al acordar que se daría preferencia a la mano de obra local durante la construcción y operación de la central. Los desarrolladores del proyecto consideran además que el aplicar al MDL es vital para asegurar la sostenibilidad del proyecto, pues los beneficios económicos obtenidos de la venta de los CER’s mejoran el flujo de caja del proyecto. Como resultado de la experiencia que se ha tenido con los proyectos Santa Cruz I y II, la empresa está implementando dos nuevas centrales: Huasahuasi I y Huasahuasi II. Esto es una clara demostración de que si se dan los factores contemplados anteriormente, un proyecto nuevo a ejecutar tiene grandes posibilidades de ser exitoso. Gráfico N° 45: Casa de Máquinas de la C.H. Santa Cruz II

Fuente: MINAM- Portal del Cambio Climático – Ficha Técnica del Proyecto C.H. Santa Cruz II

2.4

Central Térmica a Bagazo Paramonga I

2.4.1 Descripción General del Proyecto La central térmica a bagazo Paramonga I, forma parte de la planta de producción de la empresa Agroindustrial Paramonga S.A.A. (AIPSAA) y está localizada en el distrito de Paramonga, provincia de Barranca, departamento de Lima. El proyecto consiste en una central de generación con turbina de vapor con extracción - condensación con una potencia instalada de 23 MW. Por sus 


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características la planta de generación se desempeña como un sistema de cogeneración inyectando energía eléctrica a la red y suministrando vapor para los procesos productivos de la empresa. La central térmica de Paramonga entró en operación comercial el 17 de marzo del 2010, con una producción anual estimada de 115 GWh/año. La totalidad de la energía generada por la central, es colocada en el mercado de corto plazo y liquidada a Tarifa Adjudicada, por ser este un generador del tipo RER. El precio de la energía que fue ofertada por esta central en la Primera Subasta de Energías Renovables fue de 52.00 US$/MWh. (OSINERGMIN, 2011a) Gráfico N° 46: Ubicación Geográfica del Proyecto

Fuente: Elaboración propia.

2.4.2 Objetivos del Proyecto El objetivo principal del proyecto fue mejorar la eficiencia en la producción, mediante el uso de una central de cogeneración de 23 MW, que le permitiera generar energía eléctrica y vapor suficiente para la utilizarlo en el proceso productivo de elaboración de azúcar, utilizando todo el bagazo y residuos de la cosecha de caña de azúcar como combustible. Como objetivo adicional, se planteó la venta de energía al SEIN, lo cual hace más eficiente el uso de la capacidad de la planta de generación térmica. Así mismo, como consecuencia de la implementación del proyecto, se dio una mejora el tema de responsabilidad social y ambiental. 2.4.3

Análisis de los Actores

Promotores del Proyecto La empresa Agroindustrial nace en la época de la colonia como la Hacienda Sociedad Agrícola Paramonga (S. XVII), sin embargo, es la transnacional Grace & Co., quien adquiere la propiedad (1927) e introduce nueva tecnología, diversificando la producción hasta convertirla en el primer Complejo Agroindustrial Químico Papelero de la región. Durante el gobierno militar del General Juan Velasco Alvarado (1968- 1975), se dividió el complejo en 2 empresas: la Sociedad Paramonga Ltda., empresa estatal para la producción de papel y productos químicos, y la Cooperativa Agraria Azucarera Paramonga Ltda. Nº 37, cedida en propiedad a sus trabajadores (AIPSAA, 2011c). 


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A principio de los 90 se dieron normas para reflotar las empresas azucareras que estaban colapsadas, luego de 20 años de Cooperativismo. En 1994 la empresa pasa a ser una Sociedad Anónima y en 1996 la sociedad Río Pativilca toma el control de la misma. En 1997 el Grupo Wong adquiere la empresa e introduce un estilo gerencial moderno implementando un sistema mejora continua hasta la actualidad (AIPSAA, 2011c). Beneficiarios Los beneficiarios directos del proyecto, vienen a ser los pobladores de la ciudad de Paramonga, ciudad localizada alrededor de la planta de producción de AIPSAA y que se caracteriza porque su existencia y sostenibilidad económica gira en torno a la empresa. La presencia de la compañía azucarera en la zona ha ido modificando progresivamente tanto el paisaje como el ordenamiento de la ciudad, ya que propició la creación de nuevos sectores en la ciudad los cuales fueron diseñados claramente para cumplir una función específica entre las personas que trabajaban en la fábrica. Por su naturaleza productiva, la empresa beneficia no sólo a la población local, sino también a la población de comunidades circundantes productoras de caña de azúcar, materia prima no sólo para la producción industrial, sino también para la obtención del bagazo de caña que se usa como combustible. De los Financistas El proyecto se llevó a cabo mediante el mecanismo de arrendamiento financiero o Leasing. La entidad que participó del financiamiento fue el Banco Interamericano de Finanzas (BIF) (MEM, 2011b). El BIF forma parte del grupo empresarial Español Ignacio Fierro (Grupo IF), el cual cuenta con experiencia en España, Estados Unidos, Centroamérica y América del Sur. En el caso peruano, el BIF mantiene importantes inversiones en los sectores industrial, agroindustrial, comercial, inmobiliario y de servicios financieros. Estos negocios se desarrollan desde hace 50 años en el Perú. 2.4.4 Aspectos Legales La empresa Agro Industrial Paramonga S.A.A., dentro de sus planes de desarrollo empresarial y mejoras de eficiencia y aprovechamiento, comienza la implementación de su Central de Cogeneración en enero del año 2009, la cual entra en operación comercial el 17 de marzo del 2010. Como en el caso todas las centrales de generación con recursos renovables y no renovables, el Artículo 4° de la LCE, señala que se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación termoeléctrica, cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW. Los requisitos para acceder a esta autorización se listan en el Cuadro N° 60.




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Cuadro N° 60: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación N° 1 2 3 4

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Requisito exigido Solicitud de acuerdo a formato, consignando número de RUC, dirigida a la Dirección General de Electricidad, firmada por el representante legal. Pago de TUPA (40% de la UIT) Documento (Escritura Pública con sello en el que figure inscripción, Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos de Constitución de la empresa Documento (Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos del representante legal de la empresa. Los siguientes planos y diagramas: • Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (DATUM PSAD 56) con la firma y sello del profesional responsable. • Plano de la poligonal con sus vértices en coordenadas UTM (PSAD 56). • Diagrama Unifilar con la firma y sello del profesional. Resolución aprobatoria del Estudio de Impacto Ambiental (Para potencias instaladas superiores a 20 MW) Memoria descriptiva con estudios del proyecto con la firma y sello del representante legal (Como mínimo a un nivel de factibilidad). Calendario de ejecución de las obras, con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial (en caso de nuevas obras) con sello y firma del representante legal. Presupuesto del proyecto, con sello y firma del representante legal. Información técnica con fines estadísticos (potencia instalada de la central, número de unidades de generación, tipo de cada unidad de generación, modelo de cada unidad de generación, consumo específico y tipo de combustible; tratándose de centrales de generación en uso o repotenciadas se presentarán también los registros históricos de operación e información relevante que sustente un adecuado desempeño operativo). Certificado de Habilidad vigente del ingeniero responsable de los planos. Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la ejecución de las obras. Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia financiera del peticionario o potencial inversionista, tratándose de concesión de generación. Garantía de fiel cumplimiento de ejecución de obras, equivalente al 1% del presupuesto del proyecto con un tope de 500 UITs en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, vigente hasta la puesta en operación comercial del proyecto.

Fuente: MEM –TUPA.

Para la solicitud de concesión de generación, además del pago del 50% del TUPA, se exige la presentación de los siguientes documentos: - Especificación de las servidumbres requeridas. - Certificado de conformidad emitido por el COES, sustentado con un Estudio de Pre-Operatividad (el cual deberá ser presentado antes de la expedición de la Resolución Suprema de otorgamiento de la concesión definitiva). El 19 de enero del 2010, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución Suprema N° 002 – 2010 – EM, otorgó a favor de AIPSAA la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la central térmica Paramonga I. Dicha concesión fue otorgada mediante el Contrato de Concesión Definitiva de Generación con Recursos Energéticos Renovables N° 344 – 2009. 


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2.4.5

Aspectos Tecnológicos

Características Técnicas y de Interconexión Agro Industrial Paramonga genera energía eléctrica y energía térmica con un subproducto de la caña de azúcar: el bagazo. Estos residuos cuentan con un alto poder calórico que al ser quemados producen energía con menor impacto al medio ambiente. La caldera acuotubular, que funciona con bagazo de la caña de azúcar, produce 115 Tn/h de vapor con una temperatura de 400 °C y 42.5 bara de presión. Este vapor circula por una tubería de Ø12” sch. 80, conectada a una turbina SIEMENS que está ubicada en la casa de máquinas (MEM, 2011b). La turbina entrega vapor de extracción a una temperatura de 126 °C y 2.39 bara de presión, colectada en una tubería de Ø 36” sch.10, que es dirigida hacia la nave de molinos. El flujo de vapor no extraído para el proceso de elaboración de azúcar continuará expandiéndose en la turbina hasta una presión máxima de vacío de 0.16 barra generando la potencia eléctrica adicional. También cuenta con una estación reductora de vapor que funciona cuando en un momento determinado la turbina deja de entregar vapor. En esta estación se reduce la presión de entrada de 42.24 bar a 1.38 bar, y a la vez se satura el vapor para poder entregarlo al sistema. La subestación eléctrica cuenta con 2 transformadores; el primero es un transformador trifásico de 1 250 kVA de potencia y 13.8/0.480 kV y el segundo es un transformador trifásico para iluminación de 35 kVA 480/230 V. La interconexión con el SEIN se realiza en las barras de 13.8 kV de la Subestación Paramonga de 138/13.8 kV de propiedad de la empresa concesionaria SN POWER (CAHUA). Disponibilidad del Recurso La oferta de energía y potencia está relacionada con el stock del combustible para la Central de Cogeneración, es decir el bagazo. Antes de la ejecución del proyecto, la Planta de AIPSAA contaba con un excedente de bagazo que justificaba su implementación. Para el año 2009, se tuvo que la producción de bagazo ascendía en promedio a 29 mil Tn/mes, con un promedio de consumo en la caldera para la producción de vapor de 26 mil Tn/mes, generándose así un excedente de bagazo de 3 mil Tn/mes (MEM, 2011b). La producción de bagazo generado como consecuencia del proceso productivo era de 41 Tn/hr, considerando el rendimiento histórico de producción de la caldera CBS de 2.23 toneladas de vapor por tonelada de bagazo. Con esa capacidad de producción de bagazo, se generarían 91.5 toneladas por hora de vapor y a ese mismo régimen, y estimando una extracción de vapor para el proceso de 80 Tn/hr, la potencia en bornes del generador llegaría a 12.6 MW (descontando los servicios 


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auxiliares de la central), despachando 6.0 MW para la planta y 6.6 MW para el SEIN. Es decir, se determinó que se podía producir los 36 792 MWh requeridos por la planta y despachar al sistema interconectado 40 471 MWh (MEM, 2011b). Con la entrada en servicio de la central de cogeneración se incrementó el flujo de vapor en la admisión de la turbina hasta 120 Tn/hr, elevándose el rendimiento con un aumento considerable de la producción de bagazo. Considerando el ratio de producción de vapor señalado y una extracción de vapor de proceso de 80 Tn/hr se puede obtener una potencia de 20 MW (descontando los servicios auxiliares de la central), siendo factible la inyección al SEIN de hasta 14 MW (MEM, 2011b). 2.4.6

Aspectos Económicos

Financiamiento El desarrollo del proyecto, requirió de otras implementaciones como la modernización de la fábrica: instalación de una caldera a bagazo y electrificación del trapiche (cambio de turbinas a vapor por motores eléctricos). Todo esto para hacer viable la disponibilidad de vapor para el proyecto, lo cual se hizo por etapas y recurriendo al sistema financiero nacional. El Banco Interamericano de Finanzas fue la contraparte de AIPSAA en el financiamiento del proyecto. El mecanismo utilizado fue el Leasing. El 93% de la inversión se financió con fondos del BIF, a una tasa de 8% anual y un plazo de seis años para su devolución (AIPSAA, 2011a). Sostenibilidad Económica El proyecto, se inicia como un proyecto de generación térmica, con tendencia a aplicar a la normativa que regula a la cogeneración, sin embargo, como en la mayoría de proyectos de corte renovable, es la normativa RER la que finalmente es acogida como alternativa a usar para la comercialización de la energía excedente que se generaba. Los beneficios que otorga la normativa RER, como son la prioridad en el despacho, un contrato de suministro por 20 años e ingresos extra por inyección de excedentes de energía al sistema, superan por mucho a los que se pueden obtener al optar por la calificación como central de cogeneración; además, de que para que se dé esta calificación, se requieren superar ciertos requisitos de consumo de calor y producción de energía eléctrica. Los parámetros exigidos por el reglamento de cogeneración se muestran en el Cuadro Nº 61 a continuación. Cuadro N° 61: Valores Mínimos de Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y Relación entre Energía Eléctrica y Calor Útil (C).

Tecnología / Combustible




REE

C = E/V

Motores de combustión interna

0.55

0.60

Turbinas de gas de ciclo combinado

0.55

0.50

Turbinas de gas de ciclo simple

0.55

0.40

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 Turbinas de vapor de extracción

0.58

0.30

Turbinas de vapor de contrapresión

0.70

0.5

0.30

---

Biomasa (*) Fuente: Reglamento de Cogeneración.

Donde el Rendimiento Eléctrico Equivalente se calcula mediante la siguiente fórmula: E:

Energía eléctrica medida en bornes de alternador, expresada en MWh.

V:

Cantidad del calor útil procedente, exclusivamente, de la central de cogeneración, expresada en MWh.

Q:

Energía suministrada por el combustible utilizado, calculada en MWh y con base a su poder calorífico inferior.

Aún cuando la central de cogeneración Paramonga I calificaba para optar por dicho mecanismo, la alta gerencia vio más conveniente optar por participar en la primera subasta RER y ser adjudicado con una porción de la energía ofertada. Este proceder, garantizó en gran manera la sostenibilidad económica del proyecto. Por otro lado, para asegurar la rentabilidad del proyecto, la central de cogeneración Paramonga I ha calificado para aplicar como proyecto MDL, esto y los beneficios otorgados por la adjudicación de la subasta RER, hacen del proyecto sostenible en el tiempo. La aplicación al MDL y los beneficios otorgados por la adjudicación de la subasta RER, hacen del proyecto sostenible en el tiempo. Tarifas La central de cogeneración Paramonga I, fue uno de los dos proyectos con biomasa que salieron adjudicados en la Primera Subasta de Energías Renovables (febrero del 2010), el precio de la energía que fue ofertada por esta central fue de 52.00 US$/MWh, y es esta misma tarifa la que le es adjudicada por el OSINERGMIN (OSINERGMIN, 2011). Como es el caso para todas las centrales RER, las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada, le son remuneradas a la Tarifa de Adjudicación; en tanto las inyecciones netas de energía en exceso a la Energía Adjudicada se le remuneran al correspondiente Costo Marginal, lo cual de darse el caso puede generarle ingresos adicionales. 2.4.7 Aspectos Sociales Desde sus inicios, AIPSAA ha desempeñado un rol importante en el desarrollo de la comunidad de Paramonga, principalmente por la generación de empleo directo e indirecto que deriva de sus actividades. En noviembre del año 2006, la empresa abrió una ventanilla de relaciones comunitarias, orientada a atender a la comunidad, recibir sus consultas y 


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sugerencias para fortalecer la relación entre la empresa y la población. De este modo propicia un espacio de diálogo, participación y transparencia, aspectos claves para lograr el éxito de la responsabilidad social (AIPSAA, 2011c). Así también, la empresa participa activamente en el desarrollo de actividades cívicas y de los comités distritales. Mediante su hoja informativa “Paramonga al día”, brinda información a la población e instituciones de las diversas actividades comunitarias y asuntos ambientales que desarrolla. Como parte del apoyo a la comunidad, mensualmente se realiza la entrega de víveres al comedor infantil Corazón de María de la Parroquia de Paramonga. Así mismo se hace entrega de azúcar a 51 comités de Vaso de Leche de los asentamientos humanos de Paramonga, beneficiando a más de 1000 personas entre niños, ancianos, madres gestantes y lactantes (AIPSAA, 2011c). Con el propósito de mejorar la calidad educativa, AIPSAA desarrolla el programa "Construyendo Escuelas Exitosas", ejecutado a través del Instituto Peruano de Administración de Empresas (IPAE). Este programa permite a los estudiantes, en el transcurso de cinco años, mejorar las habilidades relacionadas con la compresión de lectura, el razonamiento lógico, las capacidades comunicativas, las habilidades sociales y el aprendizaje autónomo. Con una inversión de 1 500 000 nuevos soles, se benefician a 23 instituciones educativas, del ámbito rural y urbano de Paramonga y Pativilca, constituidos por 1 909 alumnos, 87 docentes y 23 directores. Como parte de su contribución a mejorar la calidad de vida de las personas de su área de influencia, AIPSAA desarrolla campañas de salud bucal, realizando diagnósticos y enseñando prácticas pertinentes para la higiene y manutención dental. Como se puede observar, el proyecto genera recursos adicionales a la empresa en un rubro diferente a los convencionales para una fábrica de azúcar (generación de energía eléctrica), con lo cual se diversifica la producción y asegura la permanencia de la empresa en la zona, brindando estabilidad de trabajo a las 1 400 personas que laboran en las diferentes etapas productivas. Colateralmente, también se genera mayor actividad económica en la zona y destina fondos de inversión en proyectos de bien social. 2.4.8 Aspectos Ambientales Como parte de la contribución al desarrollo sostenible, la compañía Agro Industrial Paramonga S.A.A. efectúa un control de sus aspectos ambientales a fin de que las operaciones se desarrollen sin dejar impactos negativos al ambiente y a las poblaciones de nuestra área de influencia. El proyecto no afecta a los terrenos agrícolas de la zona ni su producción, debido a que el combustible a usar se obtiene como residuo de la actividad productiva. A partir de la puesta en operación de la caldera acuotubular, que usa como combustible exclusivamente bagazo, se ha dado una reducción significativa de la 


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contaminación en comparación a la que se daba cuando aún no se implementaba el proyecto y se operaban las dos calderas que consumían petróleo y bagazo para la producción de energía. Este cambio de tecnología contribuye a la mejora de la calidad del aire, fundamentalmente, por la reducción de partículas en las emisiones, lo que a su vez tiene influencia en la reducción de molestias percibidas por la población contigua. AIPSAA también dispone de un programa de monitoreos ambientales que se realizan con el objetivo de recopilar información del comportamiento de las variables que determinan el desempeño ambiental de sus operaciones, a fin de tomar las medidas preventivas, de control y correctivas que sean necesarias. Las variables más importantes que se monitorean son la calidad del aire y las emisiones. Esta tarea es encargada a una consultora especializada y de prestigio, que las realiza de manera trimestral usando cuatro estaciones de monitoreo de alto volumen y mediciones isocinéticas. Los resultados de los análisis ejecutados han demostrado que la implementación de la central de cogeneración con bagazo, ha tenido una repercusión significativa en la mejora de la calidad del aire. Tal es así que actualmente se cumple con los estándares nacionales de calidad ambiental. Para el conocimiento de la población los resultados de estos análisis son publicados en la hoja informativa “Paramonga al día” (AIPSAA, 2011c). A nivel macro, la central Paramonga I, desplazó un porcentaje de la generación eléctrica cara ya que la generación de energía con bagazo presenta un costo menor que el que se daría con el uso de combustibles fósiles. Se espera que el proyecto desplace 85 300 tCO2e por año y un total de 170 600 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de certificados de emisiones (MINAM, 2011j). 2.4.9 Barreras Encontradas Durante el desarrollo del proyecto hubo cambios en la normativa de cogeneración, lo que retraso la obtención de la concesión de generación con recursos energéticos renovables (RER). Este cambio en la normativa, estuvo referida específicamente en lo que concierne a los valores de Rendimiento Eléctrico Equivalente y relación Energía Eléctrica – Calor Útil, registrados en el Reglamento de Cogeneración. Si bien la cogeneración se remuneraba como una actividad de generación eléctrica, situación que no beneficiaba en gran manera al proyecto, fue la normativa RER la que consigue hacer del proyecto de generación con bagazo, un proyecto rentable. En la actualidad los desarrolladores del proyecto señalan que el estado debe continuar con las licitaciones para promover la generación con recursos energéticos renovables (RER) especialmente dando prioridad a la tecnología que usa biomasa residual industrial, ya que a pesar de su potencial limitado este tiene un volumen de producción bien definido. Por otro lado, consideran que los costos de generación para la tecnología que usa biomasa deben ser nuevamente evaluados, fijando un precio que incluya mayores 


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incentivos, esto sustentado en el impacto directo sobre las comunidades aledañas. El obrar de esta manera daría una señal económica que conduciría a ejecutar inversiones más seguras. 2.4.10 Factores de Éxito para la Replicabilidad El primer factor y el más importante para el éxito del proyecto, se sustenta básicamente en el uso de tecnologías modernas que son más eficientes y permiten aprovechar el potencial calórico existente en el bagazo de caña. Otro de los factores es el de mantener una estrecha relación con la comunidad, organizando acciones conjuntas en beneficio de la localidad para de esta manera mejorar las condiciones de vida de la mano de obra que se usa para la producción del “combustible”. El proceso de mejora continua ejecutado en todo ámbito de la actividad productiva a jugado también un papel importante en el éxito del proyecto, lográndose gracias a esta alcanzar la certificación ISO 9001:2000, consolidando a la empresa como líder en el mercado nacional. El éxito de este tipo de proyecto se puede palpar en el hecho de que otras empresas agro industriales, que elaboran azúcar o alcohol de caña, están pensando o ya están replicado el proyecto. Entre ellas se puede citar a las empresas Casagrande, Pomalca, San Jacinto, Cartavio, Laredo y Tuman. Gráfico N° 47: Esquema del Proyecto y Disposición del Bagazo

Fuente: AIPSAA.

2.5

Entrevistas a Representantes de los Proyectos: C.H. Santa Cruz II, C.T. Paramonga I, C.H. La Joya y C.E. Talara En la presente sección del informe, se recogen las entrevistas realizadas a diversos desarrolladores de proyectos. Fernando Urquiza Hidroeléctrica Santa Cruz SAC – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr?




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Los objetivos fueron básicamente construir una central que aprovechara el potencial hidráulico existente en la zona que fue determinado al construir la centra Santa Cruz I y aplicar al MDL para hacer el proyecto rentable. 2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? El motivo principal está relacionado con los objetivos antes citados. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y cómo pudieron superarse? Económicas y Financieras Primeramente, el financiamiento de este tipo de proyecto no es muy sencillo, sin embargo esto no constituyó una barrera en sí. Normativas y Regulatorias La normativa tributaria referente a los CERs no está muy clara, no entra en las definiciones de bien o servicio. El servicio de validación de las emisiones desplazadas también está sujeta a impuestos, lo que generan dificultades debido a que la normativa tributaria no es muy clara. La normativa referente a la recuperación anticipada del IGV no está diseñada como para beneficiar a las centrales pequeñas, cuyos periodos de construcción son en muchos casos menores a 2 años. Tecnológicas En este punto no se identificaron barreras, debido a que la tecnología usada en referencia a las turbinas hidráulicas fue suministrada por GCZ Ingenieros y los equipos electromecánicos fueron adquiridos de proveedores reconocidos en el mercado internacional. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? ‐ La normativa RER que otorga una serie de beneficios, entre ellos, la prioridad en el despacho, obtención rápida de licencias, etc. ‐ Así también, la posibilidad de acceder a CERs. 5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de financiamiento, tasa de interés y plazo? El proyecto fue implementado vía Leasing, con una participación de capital propio que ascendió al 30% de la inversión, a un periodo de 10 años y una tasa de descuento menor a 10%. Todo esto se hizo mediante la banca local. 6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? Sí, en cuanto a que los objetivos inicialmente trazados se están logrando; sin embargo, para determinar cabalmente si el proyecto ha sido exitoso se requieren un par de periodos, para ese entonces ya se habrán cobrado los CERs, los cuales son muy importantes para el proyecto. 7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? 


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‐ ‐

Se necesita una buena relación con la comunidad, aplicar al MDL y que este debe ser viable en cuestión de costos. El proyecto ya está siendo replicado con la implementación de las centrales Huasahuasi I y II.

8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el desarrollo del proyecto? ‐ Las buenas relaciones con la comunidad. ‐ La capacidad técnica de los desarrolladores del proyecto: GCZ Ingenieros. 9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área de influencia? ‐ Se ha llegado a tener un buen trato con la comunidad local, ayudando a implementar obras identificadas como viables y de beneficio para la comunidad. ‐ Se ha construido una piscigranja para generar ingresos económicos y contribuir al aprovechamiento de los recursos biológicos del lugar. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos de suministro a clientes particulares? Solo inyecta energía el SEIN. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para promover proyectos como el que se implementó? ‐ Debe revisar lo concerniente al precio monómico, debido a que en la normativa RER se habla de que la energía se liquida a costo marginal, mientras que el pago por potencia sirve como una garantía anticipada, lo cual puede llegar a contradecir la definición del precio monómico. ‐ Debe revisar la normativa referente a la recuperación anticipada del IGV, dado que este no beneficia a las centrales pequeñas; así mismo, el proceso para la obtención de este debería ser más sencillo y expeditivo.




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Efraín Salas Valverde Agro Industrial Paramonga S.A.A. – Gerente de Proyectos 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? Tener una central de cogeneración que permita generar 150 000 MWh por año de energía, entregar el vapor suficiente para la elaboración de azúcar y utilizar todo el bagazo y residuos de la cosecha de caña de azúcar como combustible. 2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? El propósito original del proyecto es ser autosuficientes en la generación de energía eléctrica, tener excedentes de electricidad para comercializarlos en el mercado eléctrico nacional. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y cómo pudieron superarse? Económicas y Financieras La implementación del proyecto requirió de otras implementaciones como la modernización de la fábrica: Instalación de una caldera a bagazo para la fábrica, electrificación del trapiche (cambio de turbinas a vapor por motores eléctricos) para hacer viable la disponibilidad de vapor para el proyecto, lo cual se hizo por etapas y recurriendo al sistema financiero nacional. Normativas y Regulatorias Durante el desarrollo del proyecto hubo cambios en la normativa de cogeneración que retraso la obtención de la concesión de generación con recursos energéticos renovables (RER). La cogeneración se remuneraba como una actividad de generación eléctrica lo cual fue mejorada con la concesión RER. Tecnológicas Adaptación al cambio, se debía reemplazar en la fábrica muchos equipos con tecnología de hace 50 años, para usar tecnologías de punta vigentes al comenzar el siglo XXI. Otras barreras (especificar) En el país no hay experiencia de empresas de consultorías para desarrollar proyectos de este tipo, específicamente con el uso de biomasa como combustible para la generación de vapor. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? En el transcurso del desarrollo del proyecto apareció el marco normativo para la generación RER que la promueve vía incentivos, para el proyecto mejorará el retorno de la inversión. 5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de financiamiento, tasa de interés y plazo? 


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El 93% de la inversión se financió con fondos del sistema bancario nacional, a una tasa de 8% anual y un plazo de seis años para su devolución. 6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? El proyecto está cumpliendo con sus objetivos iníciales, encontrándose en proceso para alcanzar los niveles de generación previstos. 7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? El proyecto está siendo replicado en otras empresas agro industriales que elaboran azúcar o alcohol de caña. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el desarrollo del proyecto? El proyecto se sustenta básicamente en el uso de tecnologías modernas que son más eficientes y permiten aprovechar una energía calorífica que se perdía al medio ambiente, y en mejorar la eficiencia de los procesos de la fábrica, en resumen ser más competitivo. 9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área de influencia? El proyecto genera recursos adicionales a la empresa en un rubro diferente a los convencionales para una fábrica de azúcar, con lo cual se diversifica para asegurar la permanencia de la empresa en la zona, dando trabajo a 1 400 personas y colateralmente genera mayor actividad económica en la zona. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos de suministro a clientes particulares? Por el momento el proyecto está entregando toda su energía al SEIN, no se tiene contrato de suministro con clientes particulares. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para promover proyectos como el que se implementó? ‐ Continuar con las licitaciones para promover la generación con recursos energéticos renovables (RER) especialmente para la tecnología con biomasa ampliando el volumen a cubrir. ‐ Por otro consideramos que se debe evaluar los costos de generación para la tecnología que usa biomasa y fijar el precio que incluya los incentivos con lo cual se daría una señal económica que conduzca a hacer inversiones más seguras sin tener que someterlos a licitaciones.




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Leí Siucho Javier Generadora de Energía del Perú S.A – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? ‐ En primer lugar fue desarrollar un proyecto que sirviera como piloto, muy completo en lo que se refiere a la constitución de una central hidroeléctrica, pues consta de una línea de transmisión, conducción abierta, conducción cerrada (túnel), captación, canal y otras obras que se han desarrollado sin afectar a los usuarios aguas abajo. ‐ El segundo objetivo fue el aprovechamiento de la energía hidráulica disponible desde hace 70 años atrás, contribuyendo de esta manera con el desarrollo de un proyecto con energía limpia, competitiva, económica y de inversión significativa. ‐ Por último, se buscó logar la eficiencia de generación estimada en los estudios de factibilidad. 2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? Inicialmente la rentabilidad que ofrecían las tarifas de energía por la creciente demanda y la existencia de un requerimiento de oferta en el mercado eléctrico, en otras palabras se apostó por la demanda. La empresa fue una de las pocas que apostó por un proyecto de este tipo, pues la coyuntura existente favorecía a la generación convencional con combustible fósil, específicamente el gas natural. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y cómo pudieron superarse? Económicas y Financieras En el campo financiero la banca local y extranjera es muy exigente con los estudios de aprovechamiento hidráulico y la calidad de la ingeniería del proyecto, en el sentido de que se garantice la generación estimada. Otra barrera que se presentó en su oportunidad fueron los costos volátiles de los materiales para la construcción del proyecto y la falta de oferta de los proveedores de equipos, no solo a nivel nacional sino también en el extranjero. Normativas y Regulatorias En lo normativo se encontró que existía y sigue existiendo una falta de claridad de las competencias de los ministerios en lo que respecta al aprovechamiento de recursos multisectoriales como el uso del agua, tema que debe tratarse ante el Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Agricultura, lo que en muchos casos causa retrasos en el proyecto. Otra barrera no menos importante fue que durante la operación del proyecto, se cambió la normativa que fijaba el costo marginal basado en la generación con combustible diesel al costo marginal de generación con gas natural, lo que afectó fuertemente el retorno de la inversión del proyecto y su flujo de caja económico. 


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Tecnológicas En lo tecnológico una barrera fue la carencia de proveedores locales de equipos que cuenten con la experiencia y capacidad suficiente para brindar garantías. Así también se observó que hay restricciones en cuanto a la procedencia de la manufactura de los equipos. Otras (especificar) Pero quizás la barrera más fuerte sea la de orden social. Con esto nos referimos a la falta de conocimiento de la población que en algunos casos es utilizada para solicitar beneficios que no siempre están en la competencia de la empresa privada sino del Estado. Sumado a ello se puede encontrar la falta de apoyo y ausencia de autoridad de las entidades estatales ante dificultades causadas por la falta de información y el accionar de grupos dirigenciales que con pleno conocimiento controlan a la población, con la finalidad de obtener beneficio personal mediante negociaciones clandestinas. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? Inicialmente las tarifas de energía y la estabilidad del marco normativo y jurídico. Posteriormente, durante la operación del proyecto es la modalidad de subastas de energía renovables la que se encarga de devolverle rentabilidad al proyecto. 5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de financiamiento, tasa de interés y plazo? El 70% de la inversión en el proyecto lo conformó capital propio de la empresa, el 30% restante se financió a través de la banca local a una tasa de aproximadamente 8% y a 7 años. 6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? Sí. Por tres aspectos: ‐ Primero, se consiguió llegar a los niveles de generación estimados en los estudios realizados. ‐ La normativa RER contribuyó a impulsar la rentabilidad del proyecto. ‐ Por último, se obtuvo una experiencia valiosa en cuestión de proyectos de aprovechamiento hidráulico. 7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? Que los estudios de ingeniería del proyecto, en lo que conciernen al recurso a ser aprovechado, sean encargados a empresas con experiencia, que hagan un análisis detallado y minucioso a nivel técnico de tal manera que se reduzca el riesgo financiero. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el desarrollo del proyecto? ‐ La información abundante que se tenía de la disponibilidad del recurso que era bien conocido y estudiado. ‐ El aspecto comercial del mercado eléctrico. ‐ Las facilidades con las que contaba el proyecto debido a la existencia de infraestructura vial, eléctrica, hidráulica, etc. 


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9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área de influencia? ‐ Beneficia al municipio local mediante el canon energético. ‐ Los ingresos económicos recibidos por los bonos producto de la certificación de ahorro de emisiones, se canalizan para beneficiar a los egresados de secundaria de los colegios locales. ‐ Brinda oportunidad de desarrollo agroindustrial y seguridad de abastecimiento energético. ‐ Así también se aplica la ley de promoción de obras por impuestos. ‐ Se ha generado una reducción del costo de mantenimiento del tramo de la obra hidráulica existente que es aprovechada por el proyecto, pues este es ahora parte del presupuesto de la empresa de generación. ‐ También se ha producido una mejora de lugares potencialmente vulnerables de la infraestructura antigua. ‐ Existe la posibilidad de respuesta rápida en caso de colapso de la obra de canalización hidráulica, lo cual refuerza a la capacidad de respuesta del estado. También está abierta la posibilidad de contribuir voluntariamente con la infraestructura local. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos de suministro a clientes particulares? El proyecto solo inyecta energía la SEIN. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para promover proyectos como el que se implementó? ‐ Primero, mejorar la normativa en lo que se refiere al derecho de Concesión Temporal, evaluando con mayor criterio la solidez financiera y el compromiso de los concesionarios actuales a desarrollar un proyecto, de lo contrario esto se puede prestar a especulaciones. ‐ La concesión temporal debería ser exclusiva mientras dure y con compromisos, garantizando la concurrencia del proyecto. ‐ Diferenciar los requisitos exigidos que se deben presentar para optar por una concesión temporal, en base a cada tecnología de generación limpia en particular. ‐ Se debería mejorar el aspecto de intervención del Estado cuando se generan problemas sociales, haciendo primar el proyecto cuando es de interés público. ‐ Deberían delimitarse bien las atribuciones y competencias interinstitucionales en lo que refiere al aprovechamiento de recursos, evitando la superposición de funciones, vacíos normativos y por consiguiente demoras a los proyectos. ‐ La normativa debería ser más flexible en los tiempos de atención de los expedientes, que en muchos casos han generado retrasos y problemas de vencimiento de plazos financieros y contratos con el estado y terceros.




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Coronado Lara Juan Teodoro Energía Eólica S.A. – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? Ser pioneros en la introducción de la tecnología de generación con energía eólica, contribuyendo así con la diversificación de la matriz energética. 2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? Participar en el sector eléctrico con un proyecto rentable y sostenible. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y cómo pudieron superarse? Económicas y Financieras En el campo financiero, la incertidumbre del recurso y desconocimiento de las bondades de la tecnología generaron desconfianza y causaron el encarecimiento de las garantías y cobertura de riesgos. Normativas y Regulatorias Durante la fase en que el proyecto participó en la subasta RER, la normativa aún no tenía clara la aplicabilidad de algunas condiciones, específicamente en lo que se refiere al Factor de Corrección que se aplica como penalidad al generador RER, cuando este no cumple con suministrar una parte de la Energía Adjudicada, lo cual se traduce en una doble penalidad, que debido a la incertidumbre de los recursos renovables puede causar un grave daño a la rentabilidad de los proyectos RER. Tecnológicas En el aspecto tecnológico, se puede observar que hay una necesidad de adaptación del SEIN a la entrada de las centrales de generación con fuentes renovables, observándose deficiencias de infraestructura (transmisión), control (mejora de los sistemas de información) y capacitación (desconocimiento de la tecnología). Otras (especificar) Otra barrera que se encontró, fue la existencia de excesivos trámites institucionales que causan retrasos en los compromisos contraídos por el proyecto, esto se evidencia en la falta de un procedimiento específico por tipo de generación, que garantice que los tiempos de revisión de los documentos o excedan un plazo razonable. Al respecto, debería agilizarse más lo concerniente a los temas ambientales y arqueológicos, que en la mayoría de casos que involucran esta tecnología no tienen mayor relevancia. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? El aspecto fundamental fue la firma de contratos a largo plazo a una tarifa fija, lo cual garantiza en cierto modo la rentabilidad del proyecto y el retorno de la inversión. 


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5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de financiamiento, tasa de interés y plazo? ‐ Dado que el proyecto aún está en implementación, la inversión propia se estima en un 20 a 25%, una parte de lo restante se ha financiado mediante una entidad bancaria nacional y la otra mediante la banca internacional. ‐ La información sobre la tasa de interés y el plazo de financiamiento es información confidencial. 6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? ‐ Sí. En el aspecto de lograr el objetivo principal, que fue el de introducir el uso de la energía eólica para generación de energía. ‐ Debido a que aún el proyecto no está en operación, se espera que también sea un éxito en lo que respecta a logar los niveles de generación proyectados. 7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? Se necesita ajustar la normativa existente a cada proyecto según la tecnología de generación, sea eólica, solar, geotérmica, etc. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el desarrollo del proyecto? ‐ Primeramente la existencia de un recurso abundante con excelente calidad en lo que respecta a energía potencial, con unas 3500 a 4000 horas equivalentes al año. ‐ En segundo lugar, la capacidad de los especialistas que involucrados el proyecto. 9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área de influencia? ‐ Primero, el terreno en el cual se está desarrollando el proyecto se está alquilando a la comunidad local, lo cual les garantiza un ingreso económico sostenido durante todo el periodo de concesión del proyecto. ‐ Al ser una de las primeras plantas de gran capacidad en Sudamérica, se van a generar negocios relacionados con el turismo que atraerá la central de generación. ‐ Se ofrece empleo a la población local que posea mano de obra calificada para el mantenimiento de la infraestructura existente. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos de suministro a clientes particulares? Si el proyecto inyecta energía al SEIN. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para promover proyectos como el que se implementó? Fundamentalmente revisar lo concerniente al Factor de Corrección aplicable cuando un generador RER no cumple con entregar la totalidad de la energía adjudicada, dado que este castiga doblemente a la empresa generadora.




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Cuadro N° 62: Resumen de Entrevistas Realizadas a los Emprendedores de Proyectos

Proyecto

C.H. La Joya.

C.T. Paramonga I




Nombre

Objetivo principal a lograr

Barreras más importante

Aspecto positivo de la normativa y marco regulatorio

Necesario para replicar el proyecto

Cómo beneficia a su comunidad

Que debe hacer el gobierno

Javier Lei Suicho

Desarrollar un proyecto piloto de generación eficiente que aprovechara la energía disponible desde hace 70 años.

Falta de apoyo y ausencia de autoridad de las entidades estatales ante dificultades causadas por la falta de información de la población.

Inicialmente las tarifas de energía y la estabilidad del marco normativo y jurídico, posteriormente la modalidad de subastas.

Un análisis detallado y minucioso a nivel técnico de tal manera que se reduzca el riesgo financiero.

Canon energético. Los bonos producto de los CERs se canalizan para beneficiar a los egresados de secundaria de los colegios locales.

Mejorar su intervención ante problemas sociales, precisar las atribuciones y competencias interinstitucionales y optimizar los tiempos de atención de expedientes.

Efraín Salas Valverde

Tener una central de cogeneración que permita entregar el vapor suficiente para la producción, utilizando todo el bagazo y residuos de la cosecha de caña de azúcar como combustible.

Durante el desarrollo del proyecto hubo cambios en la normativa de cogeneración que retraso la obtención de la concesión de generación.

El marco normativo para la generación RER que la promueve vía incentivos lo que mejoró el retorno de la inversión del proyecto.

El proyecto está siendo replicado por otras empresas agro industriales que producen azúcar o alcohol de caña.

Diversificación de las entradas económicas de la empresa, asegurando su permanencia, dando trabajo a 1,400 personas y generando mayor actividad económica.

Ampliar el volumen a cubrir por la biomasa en las licitaciones RER o fijar un precio que asegure las inversiones.

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Proyecto

C.E. Talara

C.H. Santa Cruz II.




Nombre

Objetivo principal a lograr

Barreras más importante

Aspecto positivo de la normativa y marco regulatorio

Necesario para replicar el proyecto

Cómo beneficia a su comunidad

Que debe hacer el gobierno

Juan Coronado Lara

Ser pioneros en la introducción de la tecnología de generación con energía eólica, contribuyendo así con la diversificación de la matriz energética.

Durante la participación en la subasta RER no se tenía claro la aplicabilidad del Factor de Corrección que se aplica como penalidad cuando no se cumple con suministrar una parte de la energía adjudicada.

Firma de contratos a largo plazo a una tarifa fija, lo cual garantiza en cierto modo la rentabilidad del proyecto y el retorno de la inversión.

Se necesita ajustar la normativa existente a cada proyecto según la tecnología de generación, sea eólica, solar, geotérmica, etc.

Genera ingresos por el alquiler del terreno de desarrollo a la comunidad local, sirve de atractivo turístico y generará empleo para la población

Fundamentalmente revisar lo concerniente al Factor de Corrección aplicable cuando un generador RER no cumple con entregar la totalidad de la energía adjudicada...

Fernando Urquiza

No está claro en la normativa Construir una central tributaria, cómo se califica a La normativa RER que hidroeléctrica, generar los CERs, pues no calza en prioriza el despacho y energía y aplicar al MDL. las definiciones de bien o garantiza los ingresos. servicio.

Una buena relación con la comunidad, aplicación al MDL y viabilidad en cuestión de costos.

Desembolsos anuales para implementar obras de beneficio social. Implementación de piscigranjas y cultivos.

Rediseñar el mecanismo de recuperación anticipada del IGV para que sea aplicable a centrales pequeñas.

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2.6

Declaraciones de Representantes del Gobierno sobre Proyectos con Energía Renovables En esta sección se recogen los comentarios, obtenidos de las entrevistas realizadas al Director General de Electricidad y al Director del proyecto FONER del Ministerio de Energía y Minas, con referencia al desarrollo de las energías renovables en nuestro país. Ingeniero Ismael Aragón Castro. Director General de Electricidad – Ministerio de Energía y Minas. ¿Qué iniciativas ha tomado o está tomando el gobierno para promover las energías renovables? Como mecanismo promotor, se han promulgado Ley de Promoción de Inversión de Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables (D.L. N° 1002) y su Reglamento (D.S. Nº 050-2008-EM), y como mecanismo ejecutor, las subastas. ¿Cree usted que últimamente se está dando mayor importancia a la inclusión de fuentes renovables en nuestra matriz energética? ¿Cuál cree usted que se la causa? Desde un punto de vista conceptual sí, por su gran potencial y por ser una fuente de aprovisionamiento energético limpia. Sin embargo, desde el punto de vista económico, hay cierta resistencia a incorporarlas en mayor grado, debido a su influencia negativa sobre las tarifas de energía. Según su apreciación, ¿Cuáles son las barreras que se presentan en el desarrollo de proyectos basados en fuentes renovables? Una de las barreras principales en lo que concierne a financiamiento podría ser el que los inversionistas nacionales no cuentan con respaldo financiero, por lo cual tienen que recurrir a empresas grandes de capital extranjero y asociarse con estas para ejecutar proyectos. Otra barrera son los requisitos que demandan las entidades financieras locales para conceder créditos. Sin embargo, el panorama actual muestra una mayor apertura de la banca financiera en lo que refiere a atención de proyectos energéticos. Podemos decir que no existen barreras normativas, pero sí puede considerarse una barrera regulatoria a la capacidad limitada de penetración que se le permiten a las tecnologías de generación con fuentes renovables dentro de las subasta, esto se sustenta por su impacto dentro del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Sobre las barreras o limitaciones tecnológicas, la geotérmica es la que presenta más dificultades, debido a que aún no se han desarrollado bien las exploraciones en lo que respecta a perforaciones para determinar con certeza el recurso, lo cual es básico para el desarrollo del proyecto. Por otro lado, la tecnología que se basa en el aprovechamiento de los residuos sólidos urbanos (basura), presenta un marco no muy claro para ser desarrollada. Sumado a esto, la disponibilidad del recurso (potencial energético de la basura) 


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no está bien definido por cuanto no existen programas de clasificación de residuos para su cabal aprovechamiento en la generación de energía. Lo que sí se puede decir con certeza es que la tecnología eólica presenta un limitante definido por la capacidad de nuestro Sistema Interconectado para incorporarlo sin provocar distorsiones debidas a las variabilidad e incertidumbre del recurso. Quizás la berrera más fuerte la constituye los requerimientos estipulados dentro de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA), para los cuales aún no se tiene un procedimiento muy detallado y por lo tanto generan retrasos en respuestas. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo – regulatorio, cree usted que fueron determinantes para fomentar la inversión en proyectos con fuentes renovables? El marco legal fue lo más importante. Dentro de este, los dos aspectos clave fueron el garantizar los ingresos a los inversionistas y firmar contratos a largo plazo. En el caso de la geotermia, fue el Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (D.S. Nº 019-2010-EM), el cual dio impulso a las inversiones para determinar el potencial de dichas fuentes, ya que se desagregaron los proyectos exploratorios en dos: un trabajo de campo de análisis previo, en donde el inversionista puede retirar sus fianzas por el proyecto si no lo encontraba viable; y un trabajo de exploración en donde la inversión contemplaba perforaciones. ¿Calificaría de exitoso el uso de subastas como mecanismos de promoción de la inversión en generación con fuentes renovables? ¿Por qué? Sí. Y esto se puede comprobar en el hecho que las ofertas han excedido las expectativas que se tenían, pese a que en la segunda subasta las tarifas de adjudicación estuvieron por debajo de las esperadas por los postores. Sin embargo, creo que se podría mejorar el precio ofertado si se implementara un mecanismo de subasta electrónica como se adoptó en Brasil. Según su apreciación, ¿Cuál es la tecnología renovable que debiera ser desarrollada más exhaustivamente en nuestro país? ¿Por qué? La geotermia, debido a que tiene uno de los más bajos costos de producción, un factor de planta elevado y porque la producción de energía no está condicionada a la variabilidad del recurso como sucede con las tecnologías eólica o solar. Otra tecnología que también promete es la basada en residuos sólidos agroindustriales, fundamentalmente el bagazo de caña que se aprovecha para generar energía y calor en los ingenios azucareros, aunque no hay plantaciones energéticas suficientes como para generar una gran oferta. ¿Qué tecnología de generación con fuentes renovables considera usted que será difícil de desarrollar en nuestro país y porqué?




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La mareomotriz, debido a la configuración de nuestro litoral. Otra que también puede tener inconvenientes es la generación basada en residuos sólidos urbanos por haber inconvenientes en su aprovisionamiento. Los proyectos que se están implementando están proyectados para ser insertados en el SEIN. Dentro de la política de desarrollo energético ¿se ha proyectado también la promoción de inversión en sistemas aislados rurales? Claro que sí, es más, se han hecho y se vienen implementando programas que consisten en la instalación de kits de sistemas fotovoltaicos en viviendas de zonas rurales en determinadas áreas de nuestro territorio. El programa Euro – Solar, prevé la instalación de sistemas híbridos: solar – eólico, para suministrar energía eléctrica a locales comunales que brindan servicios. El detalle de cada proyecto implementado se puede obtener de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER). A su criterio ¿Cuáles son los proyectos con fuentes renovables más relevantes? Los eólicos y los solares, por la magnitud de su capacidad instalada, pues van a ser los más grandes de Sudamérica.

Ing. Luis Torres Casabona Director del FONER*- MEM (*) Proyecto: Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la Aplicación de Fondos Concursables. ¿Qué medidas o iniciativas está tomando el gobierno para promover el uso de energías renovables en el ámbito rural? Se ha venido trabajando sobre la base de la Ley General de Electrificación Rural, que ha permitido abrir una ventana para el ingreso de las distribuidoras como administradoras de los proyectos de electrificación rural. Dentro del ámbito rural, ¿Cree usted que últimamente se está dando mayor importancia a la inclusión de las fuentes renovables dentro de nuestra matriz energética? ¿Cuál cree que sea la causa? Sí; pues últimamente el marco legal se ha mejorado, permitiendo compensar a las empresas distribuidoras que administran los proyectos con fuentes renovables, si es que en algún caso van a perder en su operación. Esto se ha dado para mejorar el sistema administrativo de los proyectos y darles continuidad a través del tiempo, ya que es la empresa distribuidora quien se encarga de ver todos los aspectos que están relacionados con su operación, mantenimiento y administración. Según su apreciación, ¿cuáles son las barreras a las que se enfrenta el desarrollo de proyectos renovables en el ámbito rural? 


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Primeramente, aún no hay una línea de corte que defina los costos que separan la implementación de proyectos de instalación de líneas de distribución de energía eléctrica o sistemas de electrificación con fuentes renovables, como por ejemplo paneles fotovoltaicos. No existe una forma de saber con certeza la demanda lo que no permite elaborar planes o estrategias y por lo tanto no hay un procedimiento que permita la selección más rápida de proyectos, lo cual es una necesidad apremiante. Por otro lado, hacen falta uniformizar las cifras que se manejan en las diferentes instituciones que muestran los avances en el campo de la electrificación rural con fuentes renovables. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, cree usted que fueron determinantes para fomentar la inversión en proyectos con fuentes renovables? La Ley General de Electrificación Rural, fue y sigue siendo la base sobre la cual se está trabajando. Ella ha permitido avanzar progresivamente en el campo de la electrificación rural. ¿Calificaría de exitoso el uso de subastas como mecanismos de promoción de la inversión en generación con fuentes renovables? ¿Por qué? Según parece el mecanismo parece funcionar para capacidades grandes, sin embargo a la escala de proyectos que se manejan dentro de la electrificación rural, se necesitan otros mecanismos como los que se están dando actualmente.




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2.7 Lecciones Aprendidas Como resultado del análisis de los proyectos y las entrevistas realizadas, se ha encontrado que existen algunos factores importantes que han contribuido a garantizar el éxito de los proyectos, pero aún quedan aspectos a ser discutidos y mejorados, como se describen a continuación. El éxito de los proyectos desarrollados depende en gran medida de una adecuada evaluación del recurso, así como de la calidad de los estudios y de la ingeniería de cada proyecto. Por ello es de gran importancia que los estudios sean llevados a cabo por empresas consultoras calificadas con vasta experiencia. Respecto a la información de la disponibilidad del recurso a ser aprovechado y la ingeniería desarrollada, es fundamental que los proyectistas tomen en cuenta que durante la etapa de financiamiento, estos aspectos serán exhaustivamente revisados por las entidades bancarias. Las medidas tomadas por el Estado para que se disponga de un marco regulatorio que involucra las tecnologías renovables, da facilidades para completar los permisos y autorizaciones, y establece la aplicación de incentivos económicos que aseguren los ingresos para la recuperación de las inversiones, son también factores que han contribuido en gran manera en promover la inversión en proyectos con fuentes renovables y a hacerlos rentables. Otro aspecto que determina que un proyecto llegue a los ratios de rentabilidad esperados es la estabilidad de la reglas de juego. Por ejemplo, en el caso de la central de cogeneración Paramonga I, los cambios en la normativa de cogeneración significaron algunos inconvenientes que luego fueron salvados al acogerse a la normativa RER. Las buenas relaciones con el entorno social son fundamentales para que el proyecto pueda darse, especialmente cuando el proyecto involucra el uso de recursos que también son aprovechados por las comunidades de la zona. En este caso, es recomendable que el Estado, a través del Ministerio de Energía y Minas, incremente su participación y apoyo. La presencia de autoridad de las entidades estatales es de suma importancia, ya que estas pueden prevenir dificultades causadas por la falta de información de la población. Tal es el caso que se ha podido observar en el desarrollo de las actividades para implementar el proyecto C.H. La Joya y el de la mayoría de proyectos hidroeléctricos. Al respecto, cabe señalar que mientras más grande sea el proyecto hidroeléctrico, y si involucra el embalsamiento del recurso hídrico, mayores serán las inquietudes de la población sobre sus beneficios. Los acuerdos de beneficio mutuo con las comunidades comprendidas en el área del proyecto constituyen un buen mecanismo para su aceptación y para superar dificultades sociales. Los casos de C.H. La Joya, C.H. Santa Cruz II y la central de cogeneración Paramonga I, son ejemplos de que el establecimiento de compromisos para la ejecución de obras de bien social ha contribuido a la implementación exitosa del proyecto. 


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El marco regulatorio vigente en el país, basado en el desarrollo de subastas para adjudicación de energía a través de generadores que usen energías renovables, ha resultado ser un buen mecanismo de promoción, permitiendo por primera vez la implementación de proyectos eólicos, solares y el incremento los proyectos hidroeléctricos a pequeña escala (menores 20 MW), cuya energía será despachada en el SEIN. Para dar un mayor impulso al desarrollo de proyectos con energías renovables, se deben precisar las atribuciones y competencias interinstitucionales. Un problema generado por esta causa, se presenta en el caso de uso del agua (requisito para obtener la autorización de generación), en donde tanto el Ministerio de Energía y Minas y la Autoridad Nacional del Agua superponen funciones que en algunos casos originan demoras en la atención de los expedientes y autorizaciones para la ejecución de los proyectos; tal como ha sucedido con la C.H. La Joya y la C.H. Santa Cruz. Algunos adjudicatarios, como los del proyecto C.E. Talara, muestran su preocupación y sugieren revisar aspectos que mejoren los mecanismos establecidos en la legislación vigente, por ejemplo en lo concerniente al factor de corrección aplicable a la tarifa de adjudicación, cuando un generador RER no cumple con entregar la totalidad de la energía adjudicada. En el caso de la C.H. Santa Cruz, se ha observado que el mecanismo de recuperación anticipada del IGV tiene que ser rediseñado para que sea aplicable a los proyectos de energía renovables cuyos plazos de implementación sean menores a 2 años. Para los casos de estudio que han sido presentados en este documento, la aplicación al MDL mejoró el flujo de caja del proyecto. Esto se ha convertido en una práctica cada vez más utilizada por proyectos con energías renovables. En algunos casos, como el de la C.H. La Joya, parte o la totalidad de los bonos producto de la venta de los CERs se canalizan para beneficiar a la comunidad. Existe un ánimo de colaboración en lo que concierne a información sobre cómo ejecutar proyectos similares, entre los que ya lo han hecho y los que están en vías de realizarlos, tal es el caso de Agroindustrial Paramonga, quien ha recibido a representantes de otras empresas azucareras interesadas. Como se ha señalado anteriormente en el país se viene trabajando con éxito en el desarrollo con energías renovables; sin embargo, aún quedan algunos aspectos a ser discutidos y mejorados.




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2.8 Conclusiones Como consecuencia del desarrollo del presente estudio, podemos llegar a las siguientes conclusiones: ‐ El sector privado está invirtiendo con mayor interés en la implementación de proyectos de energías renovables, debido a la claridad de las reglas de juego establecidas por el Estado. ‐ Los proyectos materia de estudio se han dirigido hacia la adjudicación de un porcentaje de la demanda aprovechando la normativa RER a través de la participación en las “subastas” de energías renovables. Los desarrolladores reconocen además, que esta normativa es un instrumento eficaz de promoción de las inversiones, sin embargo señalan que hay aspectos que aún deben mejorarse. ‐ Las entidades encargadas de brindar financiamiento, por cuestiones de riesgo y garantía, tienden a financiar solo una parte del capital cuando el desarrollador del proyecto es un inversor pequeño. ‐ Los proyectos analizados viene cumpliendo sus objetivos en lo que concierne al compromiso entablado con el estado de cubrir una parte de la demanda que le fue adjudicada en la Primera Subasta de Energías Renovables. ‐ Los proyectos vienen entregando energía solamente al SEIN. No poseen contratos con otros clientes para suministrarles energía eléctrica, debido a que prefieren cumplir primero con el compromiso contraído en las subastas. ‐ Por hacer uso de los recursos locales, prácticamente todos los proyectos están sujetos a coordinación con la población local para examinar los beneficios e impactos ambientales que se puedan dar. ‐ Los proyectos mostrados en el presente informe están siendo replicados por otras empresas y existe un ánimo de colaboración en cuanto a brindar información entre las empresas que ya cuentan con proyectos bien desarrollados y las que tienen proyectos en vías de implementación. Finalmente, los factores que determinan el éxito de los proyectos y su replicabilidad son los siguientes: ‐ Un marco normativo claro, estable y que promueve la generación de energía con fuentes renovables. ‐ La realización de un análisis detallado y minucioso a nivel técnico del recurso, así como la de la ingeniería requerida para la implementación del proyecto. ‐ El poner a disposición de las comunidades ubicadas dentro del área de influencia del proyecto toda la información necesaria para mantener unas buenas relaciones. 


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‐ Acuerdos mutuos entre los desarrolladores de proyectos y la comunidad, de tal manera que el proyecto lleve beneficios adicionales que contribuyan al desarrollo de la zona. ‐ Aprovechar la reducción de emisiones para aplicar al MDL de tal manera que se aseguren ingresos extra al proyecto y esto redunde en la mejora de la rentabilidad de este.




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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011a. C.H. Santa Cruz II – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/centralhidroelectrica-santa-cruz-i/[Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011b. Relleno Sanitario. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/captura-y-quema-del-gasmetano-generado-en-el-relleno-sanitario-de-huaycoloro/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011c. C.H. Carhuaquero IV – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/centralhidroelectrica-cana-brava/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011d. C.H. El Platanal – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/central-hidroelectricael-platanal/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011f. C.H. La Joya – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/central-hidroelectricala-joya-10-mw/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011g. C.H. Poechos II – Ficha Técnica. [En Línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/central-hidroelectricapoechos-i-y-ii-25-4-mw/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011h. C.H. Santa Cruz I – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/central-hidroelectricasanta-cruz-i/ [Consultado el 7 de junio del 2011].

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011i. C.H. Yanapampa – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011.http://cambioclimatico.minam.gob.pe/central-hidroelectrica-yanapampa/

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Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011j. Proyecto del Caldero Bagacero MDL de Paramonga (13.6 MW) – Ficha Técnica. [En línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/proyecto-del-caldero-bagacero-mdl-deparamonga-13-6-mw/ [Consultado el 23 Junio 2011].

•

Ministerio del Ambiente (MINAM), Convencionales. [En línea] Disponible en:




2011k.

Recursos

Energéticos

No

Perú- Productos I y II







http://geoservidor.minam.gob.pe/atlas/RNEo.html [Consultado el 7 de junio del 2011]. •

Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011l. El Mercado Voluntario del Carbono Taller Regional: El Mercado de Carbono como Nueva Oportunidad de Proyectos Ambientales para la Región La Libertad”. [En línea] Disponible en: http://www.google.com.pe/search?sourceid=navclient&hl=es&ie=UTF8&rlz=1T4SKPT_esPE416&q=%285%29%09El+Mercado+Voluntario+del+Carbo no+TALLER+REGIONAL+%e2%80%9cEL+MERCADO+DE+CARBONO+CO MO+NUEVA+OPORTUNIDAD+DE+PROYECTOS+AMBIENTALES+PARA+ LA+REGION+LA+LIBERTAD%e2%80%9d [Consultado el 15 de julio del 2011].

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), 2011a. Data Room de Subasta de Energías Renovables. [En línea] Disponible en: http://www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/EnergiasRenovables.html [Consultado el 14 de Junio del 2011]

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), 2011b. Aspectos Relevantes de la Operación del SEIN Correspondiente a marzo de 2011. [En línea] Disponible en: http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/Boletin%20Mensual%20Operaci on%20SEIN%2003%202011.pdf [Consultado el 14 de Junio del 2011].

•

Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (FAO), 2010. Bioenergía y Seguridad Alimentaria: El análisis de BEFS para el Perú. Compendio técnico, Volumen I – Resultados y Conclusiones. [Consultado en julio del 2011].

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PLUSPETROL, 2011. Proyecto Camisea. [En http://www.camisea.pluspetrol.com.pe/esp/project3.asp

Disponible

en:

•

TERMOSELVA S.R.L., 2011. Fotos. [En Línea] Disponible http://www.aguaytia.com/i_term01.htm [Consultado el 14 de Junio del 2011].

en:

•

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Línea]

Perú- Productos I y II







ANEXOS:




Perú- Productos I y II







Anexo Nº 1: Ficha del País




Perú- Productos I y II







Anexo N° 2: Información de tarifas




ANEXO
Nº
1 Parámetro Superficie En zonas rurales En zonas urbanas Total

Población Producto Bruto Interno (PBI) Grado de electrificación

Balance de electricidad

Balance de calor

Emisiones de CO2

Inversión en generación

Inversión en investigación y desarrollo (I&D)

NDI:
Información
No
Disponible


En zonas rurales En zonas urbanas En el país Combustible total suministrado para generación de electricidad: Combustibles fósiles Fuentes renovables Intercambio internacional de electricidad (Exportación) Total de energía generada: Generación convencional Generación con fuentes renovables Consumo final total de energía Combustible total suministrado para generación de calor: Combustibles fósiles Fuentes renovables Generación total de calor Generación convencional Generación con fuentes renovables Consumo final total de energía Emisiones totales de CO2 Emisiones evitadas por las energías renovables Inversión pública en plantas de generación: Generación convencional Generación con fuentes renovables Inversión privada en plantas de generación: Generación convencional Generación con fuentes renovables Inversión pública en (I&D): Generación convencional Generación con fuentes renovables Inversión privada en (I&D): Generación convencional Generación con fuentes renovables

Unidad km² Mpp Mpp Mpp US$ % % % GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a GWh/a

Cifra 1 285 215,6 7.7 21.4 29.2 95,977,371,884 56.0% 97.0% 84.0% 60,692 33,664 27,028 -63 32,945 13,040 19,905 29,110

Año 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009 2009

Gráfico N° 58 BNE 2009 Gráfico N° 58 BNE 2009 Pg 92 Anuario Estadístico del COES 2009 (noviembre, diciembre) Estadistica Eléctrica 2009 32 945 Anuario Estadístico MEM 2009 (Cuadro 3.5.2.1.). Se han considerado renovables las hidráulicas existentes Cuadro N° 10.12 : Consumo de energía electrica (Anuario Estadístico MEM, 2009)

GWh/a GWh/a

157,353 28,531

2009 2009

Balance Nacional de Energía, 2009. Gráfico: Fluo Energético. Se considera producción de calor todo lo que no es usado para generar energía eléctrica.

GWh/a GWh/a GWh/a Mt CO2/a Mt CO2/a

2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010

Dirección General de Electricidad - MEM Dirección General de Electricidad . MEM

US$/a US$/a

110,709 27,778 138,487 26,976,700 2 905 890 88,849,000 25 114 0 359,534,000 533 520 000 861 520 000

2010 2010 - 2011

Dirección General de Electricidad - MEM Dirección General de Electricidad - MEM

US$/a US$/a

NDI NDI

2011 2011

US$/a US$/a

NDI NDI

2011 2011

US$/a US$/a

Fuente de información Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) Boletín Especial N° 19: Perú: Estimaciones y Proyecciones de Población Urbana y Rural por Sexo y Edades Quinquenales, Según Departamento, 2000 - 2015 (INEI) MEM - BNE: Valores a Precios Constantes de 1990 Según la Encuesta Nacional de Hogares de 2009 (ENAHO)

Calculado a partir del Cuadro N° 10 del BNE 2009 (Consumo Final de Energía por Fuentes) Punto 7.1 Emisiones de Dióxido de carbono (BNE 2009) FONAM, actualmente maneja 34 proyectos que producirán un ahorro de emisiones de 2905890

30000


0 3 5 10 15 17 20 25 30 35

1990 1993 1995 2000 2005 2007 2010 2015 2020 2025

19

Energía
total
SEIN Hidro Gas
natural Carbón D2
‐
Residual Otros

29807.3 18752 9267 930 858 3

GWh 62.91% 31.09% 3.12% 2.88% 0.01%

Urbana Rural 13379811 8384704 14654182 8418968 15514678 8411622 17687119 8296469 19782408 8028132 20594600 7887301 21805837 7656096 23893654 7257989 25993220 6831138 28037517 6374876

y
=
‐0.3129x2
+
429.34x
+
13384
 R²
=
0.99998


25000


13380 14654 15515 17687 19782 20595 21806 23894 25993 28038

8385 8419 8412 8296 8028 7887 7656 7258 6831 6375

20000


Series1


15000


Series2
 Poly.(Series1)


10000
 5000


Privado 359534000

Estatal 88849000

INVERSIONES
2
CONVENCIONAL

R²
=
0.99998


0


5


10


15


20


25


30


35


ENERGIA
ELECTRICA

32367

GWh

40


21429 7747

7533 106
kg 2

kJ/kg GWh

TJ 218353 121114 97239 89523 89048 13721 10810

GWh 60692 33664 27028

Diesel
D2 Bagazo

7535 7716

GWh 2145

Factor
de
transf.

13%

278.8

TOTAL
EE

(US$) 365.29 200 160.44 145.69 136.4 108.65 78 56.2 54.89 128 3 13.38

Electricidad
Andina El
Platanal Cheves Macusani EGECUSCO Quitaracsa H.
del
Marañon EMGHUANZA
 Peruana
de
Energía Cementos
Lima CORMIPESA Aguas
y
Energía
Perú

Privado 1449940000

Estatal 0

Fuente:
Documento
promotor
2009

No
convencional (US$) Pizarras Joya Naranjos
II Sant
Cruz
II Yanapampa Nuevo
Imperial

668762 566114 102648

GWh

No
convencional

Tipo p p p p p p p p p p p p

TOTAL
CALOR Fósiles Renovables

0


PCI
Bagazo CombusQble No
convencional

INVERSIONES
1

TJ 351641 190607 80149 23866 22499

Poly.(Series2)


y
=
‐9E‐05x5
+
0.0077x4
‐
0.1684x3
‐
1.6475x2
+
17.482x
+
8384.5


CombusQble Fosil Renovables Hidro Gas P.
Industrial Carbón

Generación
convencional (US$)

Petróleo Gas Leña Carbón Bosta
Yareta
Bagazo

Privado 21000000 9570000 10800000 9100000 3930000 4260000

Estatal

58660000

Fuente:
Documento
promotor
2009

32949

GWh

Consumo
total
de
EE

Producción
EE Mercado
eléctrico Uso
Propio

Hidro 19419.22 484.55

Convencional Renovables

13040 19905

TOTAL

32945

Térmica 11501.45 1538.28

Ok

Eólica 1.23 0

Bagazo COES

29110

GWh

ANEXO 2

INVERSIONES EN ELECTRICIDAD Y TARIFAS ELÉCTRICAS

INVERSIONES EN ELECTRICIDAD

Las inversiones en el sector eléctrico peruano durante el año 2010 han sido de 1 368 Millones US$, de los cuales 223 Millones de US$ se destinaron a la electrificación rural ejecutada principalmente por el Estado, la diferencia corresponde a inversiones en las actividades de generación (96% privada y 4% estatal), transmisión (100% privada) y distribución (45% privada y 55% estatal). Dicha información se presenta en el siguiente cuadro.

Con relación a las inversiones en generación de electricidad en base a RER, como resultado de la primera Subasta RER se prevé inversiones hasta el 2012 por un monto total de 862 Millones US$, de los cuales 268 corresponden a 18 pequeñas hidroeléctricas, 279 a 03 centrales eólicas, 260 a 04 centrales solar fotovoltaica, y la diferencia a 02 centrales de generación con biomasa. Ello se sintetiza en el siguiente cuadro.

TARIFAS ELÉCTRICAS

Las tarifas que se aplican en el país para el sector residencial son mayores que las tarifas aplicadas en el sector comercial y en sector industrial, ello se relaciona con el nivel de tensión de suministro, como se puede apreciar en el cuadro siguiente.

PRECIOS ADJUDICADOS PARA ENERGÍAS RENOVABLES

Los precios de generación adjudicados para las energías renovables son mayores que la tarifa a nivel de generación en el SEIN.