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PERÚ

Observatorio de Energías Renovables

en América Latina y el Caribe

Observatorio de Energías Renovables

en América Latina y el Caribe

NOVIEMBRE 2011

Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas

Producto 2: Estado del Arte

Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas


http://www.otromundoesposible.net/wp-content/C

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 comprome-ten 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.

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Perú- Productos I y II

CASO PERU

Informe Final

Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas


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

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

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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: Ficha del País Anexo N° 2: 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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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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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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ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS

AT Alta Tensión AIPSAA Agroindustrial Paramonga S.A.A.

ANA Autoridad Nacional del Agua AND Autoridad Nacional Designada ANP Área Natural Protegida BNE Balance Nacional de Energía C.E. Central Eólica

CELEPSA Compañía Eléctrica El Platanal S.A. C.H. Central Hidroeléctrica

CMNUCC Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático C.T. Central Térmica C.S. Central Solar

CER’s Certificados de Emisiones Reducidas COES Comité de Operación Económica del Sistema

DGAAE Oficina General de Asuntos Ambientales Energéticos

DGCCDRH Director de la Dirección General de Cambio Climático, Desertificación y 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. ENERSUR Energía del Sur S.A.

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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OLADE Organización Latinoamericana de Energía ONU Organización de Naciones Unidas

OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería PDD Project Design Document PIB Producto Interno Bruto PIN Project Idea Note

PNER Plan Nacional de Electrificación Rural PPC Plan de Participación Ciudadana RER Recursos Energéticos Renovables SA Sistemas Aislados

S.A.C. Sociedad Anónima Cerrada SCP Sistema Complementario de Transmisión SDT Sectores de Distribución Típicos

SERNANP Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

SINERSA Sindicato Energético S.A. SGT Sistema Garantizado de Transmisión SPT Sistemas Principal Transmisión SST Sistemas Secundario Transmisión TdR Términos de Referencia

TUPA Texto Único de Procedimientos Administrativos USCUSS Uso de suelo, cambio de uso suelo y silvicultura

VER´s 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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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.

1 No están consideradas las emisiones generadas por las fuentes no comerciales, tales como leña,bosta,yaretaycarbónvegetal.

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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

Sector

Económico

Potencial Aprovechable

(MW)

Capacidad Utilizada (a)

(MW) Hidráulico 70 000 (b) 3 302

Eólico 22 000 (c) 142

Solar (d) 80 Costa 6.0 a 6.5 kWh/m2 Sierra 5.5 a 6.0 kWh/m2 Selva 4.5 a 5.0 kWh/m2 Biomasa 272 tn (e) 27.4

Geotérmica 3 000 0 Fuente: Elaboración propia en base a Ministerio de Energía y Minas (a) Algunos ya están operando, sin embargo, la mayoría entrará en operación

comercial antes del 2013. (b) Fuente: MEM, 2011. Dirección General de Electrificación Rural (c) Fuente: MEM, 2008. Mapa Eólico del Perú - Atlas Eólico. (d) Fuente: MEM, 2003. Atlas de Energía Solar del Perú.

(e) 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)


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 (%)

Energía Comercial Petróleo Crudo 162 295 150 133 -7.5 Hidroenergía 85 637 89 523 4.5 Gas Natural y Líquidos de Gas Natural (*) 212 930 274 922 29.1 Carbón Mineral 3 900 9 440 142.1 Subtotal 464 762 524 018 12.7

Energía No Comercial Leña 77 029 80 149 4.0 Bagazo 18 870 18 823 -0.3 Bosta y Yareta 10 299 10 299 0.0 Solar 302 302 0.0 Subtotal 106 500 109 572 2.9

TOTAL 571 262 633 590 10.9 Fuente: BNE 2009 – MEM.

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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


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

Energía Solar 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

Diesel Oil 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

Gas Industrial 1 714 0

Electricidad 105 247 106 852

TOTAL 581 028 605 094 Fuente: BNE 2009 – MEM.

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


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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

Agropecuario, Agroindustria y Pesca 22 888 19 364

Industria y Minería 194 025 162 289

No Energético 18 344 18 997

TOTAL 742 809 605 094 Fuente: BNE 2009 – MEM.

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


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


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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


Gráfico N° 18: Capacidad Efectiva vs Máxima Demanda

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

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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%

Alumbrado público 711 2.4%

TOTAL 30 219 100% 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


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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

EMISIÓN DE GEI PER CAPITA

ton/persona/año CATEGORIA

1994* 2000*

VARIACIÓN DE LAS EMISIONES

NACIONALES

INCREMENTO DEL PIB NACIONAL

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% TOTAL 4.20 4.68 0.21 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*

Combustible Precio Ex-

planta PETROPERU

RODAJE (8%) ISC IGV

Precio Ex-planta + Imp.

Margen Comercial**

Precio al Público***

GLP (US$/Kg) 0.57 0.11 0.68 0.44 1.12 Gasolina 97 (US$/gal) 2.20 0.18 0.82 0.61 3.81 1.10 4.91 Gasolina 95 (US$/gal) 2.19 0.18 0.74 0.59 3.69 0.95 4.64 Gasolina 90 (US$/gal) 1.93 0.15 0.64 0.52 3.24 0.54 3.78 Gasolina 84 (US$/gal) 1.75 0.14 0.49 0.45 2.83 0.54 3.37 Kerosene (US$/gal) 2.13 0.69 0.54 3.36 0.54 3.90 Diesel 2 (US$/gal) 2.13 0.51 0.50 3.15 0.37 3.52 P. Industrial 6 (US$/gal) 1.70 0.36 2.25

* 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.

2 No están consideradas las emisiones generadas por las fuentes no comerciales, tales como leña,bosta,yaretaycarbónvegetal.

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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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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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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


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

N° Nombre Estado de Solicitud de los CERs

CERs solicitados

Expedidos 22 801 1 Central Hidroeléctrica Santa Rosa

En espera de expedición 19 547 Expedidos 179 018

2 Central Hidroeléctrica Poechos I En espera de expedición 40 643

Expedidos 83 419 3 Captura y quema de gas en relleno sanitario Huaycoloro

En espera de expedición 288 719 4 Proyecto peruano de cambio de combustible Expedidos 69 183

Expedidos 6 626 Solicitud en revisión 25 095 5

Palmas del Espino – Recuperación de biogás y generación de calor de las aguas de efluentes de los molinos de palma aceitera En espera de expedición 25 658

6 Proyecto de gas en el relleno sanitario de Ancón – EcoMethane Expedidos 20 512

7 Rehabilitación de la central hidroeléctrica de Callahuanca En espera de expedición 10 129 8 Central Hidroeléctrica Carhuaquero IV En espera de expedición 12 004

9 Cambio de combustible en la planta de cementos Atocongo y extensión de la tubería de gas natural, Cementos Lima

Expedidos 65 444

10 Central Hidroeléctrica El Platanal Expedidos 508 604 TOTAL DE CERs SOLICITADOS 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

Reducción de emisiones (tCO2e/año)

Inversiones (US$ millones) N° de Proyectos

Hidroeléctricas 15 417 953 7 222 75 Líneas de transmisión 38 330 105 5 Eólico y solar 889 302 1 009 10 Manejo de residuos 1 461 137 608 20 Transporte 1 504 474 1 176 5 Biomasa 1 567 776 201 22 Cambio de combustible 731 200 183 10 Cogeneración 24 668 11 4 Eficiencia energética 4 097 224 1 296 18 Energía geotérmica 448 812 280 2 TOTAL 26 180 875 12 091 171

Fuente: FONAM 2010.

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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) Korea BB BB BB+ Fuente: FONAM 2010

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° Nombre Estado de Solicitud de los VERs VERs solicitados

1 Cambio de combustible en Planta de Cemento Atocongo y línea de Gas Natural, CEMENTOS LIMA, PERU

Expedidos 297 615

2 Proyecto de Bagazo Paramonga Expedidos 370 412 TOTAL DE VERs SOLICITADOS 668 027


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° 052-2007-EM. 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


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

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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:

• 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.

8 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


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.

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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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