perú- productos i y ii

53

Perú- Productos I y II

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

Cuadro N° 14: Resumen de la Primera Subasta RER

Demanda Requerida Oferta Adjudicada Tecnología

RER Potencia (MW)

Energía (MWh)

Precio Tope (US$/MWh) Potencia

(MW) Energía (MWh)

Precio Medio

Adjudicado (US$/MWh)

Precio Adjudicado

Vs Tope

Factor de Planta

Promedio

Hidráulica 500 0 74 180.3 1084.3 60.33 -18% 69 Eólica 0 320 110 142.0 571.0 80.36 -27% 46

Biomasa 0 813 120 27.4 143.3 63.45 -47% 60 Solar 0 181 269 80.0 172.9 221.09 -18% 25

Total 429.7 1 971.6 80.46 Total 52 Total 500 1314 Sin

Hidráulica 249.4 887.2 105.06 Sin Hidráulica 41

Fuente: Dirección General de Electricidad – MEM.

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

54


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

SEIN (2013) Parámetro

Convencional RER Total Energía Anual (GWh) 37 423 1 972 39 395

Participación (%) 95% 5% 100% Precio* (US$/MWh) 52.8 80.5 54.2

Incremento del precio (%) 2.6% (*) Precio monómico a nivel de generación. Fuente: Dirección General de Electricidad (Elaboración propia).

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

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

Tecnologías Energía

Subastada (GWh/año)

Precio Máximo

(US$/MWh)

Nº Proyectos

Adjudicados

Energía Adjudicada (GWh/año)

Potencia (MW)

Precio Adjudicado US$/MWH)

Biomasa 419 55 Ninguno Ninguna Ninguna Ninguno

Solar 9 211 Ninguno Ninguna Ninguna Ninguno

Hidráulica 338.29 MW 64 1 85.000 18.00 64.0 Fuente: OSINERGMIN.

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

55


Cuadro N° 17: Estructura de la Segunda Subasta RER

Tecnologías Energía (MWh/año)

Residuos Industriales 593

Residuos Urbanos 235

Eólica 429

Solar 43

Hidráulica 681 000 Fuente: OSINERGMIN.

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

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

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

56


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

Fuente: EREF - Prices for Renewable Energies in Europe - Report 2009 1.4.6 Institucionalidad El marco institucional en el sector eléctrico peruano se establece con la Ley de Concesiones Eléctricas, promulgada en noviembre de 1992 (D. L. N° 25844); con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación (Ley N° 28832), promulgada en el año 2006; así como por las normas que crean el OSINERGMIN, INDECOPI y el Ministerio del Ambiente. Ver Gráfico Nº 33.

57


Gráfico N° 33 : Agentes del Subsector Eléctrico

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

Las instituciones encargadas de promover, regular y fiscalizar las actividades del mercado eléctrico peruano son las siguientes:

a) El Ministerio de Energía y Minas (MEM). Es el ente rector que establece las políticas del sector, promueve las actividades de energía, concede los derechos eléctricos para el desarrollo de la actividad eléctrica, y norma las reglas de juego del negocio eléctrico. En el campo de las energías renovables, es la entidad que: (i) decide la oportunidad de iniciar un proceso de subasta, publica el aviso previo respectivo, y aprueba las Bases en las cuales se define la cantidad de energía anual requerida por cada tecnología de generación renovable; (ii) firma los contratos de suministro de electricidad de largo plazo (20 años) con los adjudicatarios en la subasta; (iii) aprueba los estudios ambientales; y, (iv) otorga la concesión definitiva para el desarrollo de la actividad de generación.

b) El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Es el ente regulador de tarifas, supervisor y fiscalizador del cumplimiento de las normas del sector (Ley N° 26734, de diciembre de 1996 y la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley Nº 27332, de julio del 2000). En el campo de las

58


energías renovables, es la entidad que: (i) realiza la convocatoria a las subastas a nivel nacional e internacional; (ii) conduce el proceso de subasta desde la convocatoria hasta la adjudicación de la buena pro, a través de un Comité designado para cada proceso, dicho Comité es conformado por dos representantes del OSINERGMIN y por uno designado por el MEM; (iii) establece en cada proceso de subasta los precios máximos de adjudicación para cada tecnología RER; (iv) fija las primas a reconocer a cada generador RER en función a sus respectivos precios ofertados, prima que es incluida como cargo adicional en el Peaje de Transmisión que pagan todos los usuarios del SEIN; (v) supervisa el cumplimiento del cronograma de ejecución de obras de los proyectos de generación RER que resultaron adjudicados; y, (vi) fiscaliza el cumplimiento del contrato de suministro de electricidad firmado por los adjudicatarios e informa al MEM.

c) El Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Es el organismo

encargado de la coordinación y operación técnica y comercial del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), bajo criterios de seguridad y calidad del suministro, y administra las transferencias en el Mercado de Corto Plazo. En el campo de las energías renovables, es la entidad que: (i) en el caso de las tecnologías RER que no gestionan su potencia, elabora el estudio sobre la máxima capacidad de inyección por cada barra del SEIN que estas tecnologías pueden inyectar; (ii) aprueba los estudios de pre-operatividad de los proyectos de generación RER que se conectará al SEIN, (iii) aprueba la puesta en operación comercial de las centrales de generación RER; (iv) efectúa las liquidaciones económicas en el Mercado de Corto Plazo y de las primas correspondientes, a través de las cuales se les remunera a los generadores RER; e, (v) informa al OSINERGMIN sobre el cumplimiento de los generadores RER de inyectar al SEIN la energía anual que se adjudicaron en la subasta y de las liquidaciones efectuadas económicas.

d) Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) del Ministerio

del Ambiente (MINAM). Está encargado de dirigir, evaluar, supervisar y fiscalizar el cumplimiento de la normativa ambiental. Sus competencias con reguladas por la Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental (Ley N° 29325, de marzo de 2009).

e) Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la

Propiedad Intelectual (INDECOPI). Promueve y garantiza la leal competencia, los derechos de los consumidores y la propiedad intelectual, propiciando el buen funcionamiento del mercado. Es el responsable de la aplicación y velar por el cumplimiento de la Ley de Monopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico (Ley N° 26876, de noviembre de 1997).

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

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

59


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

Gráfico N° 34: Proceso de Desarrollo de un Proyecto RER

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

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

60


sigue el siguiente proceso, descrito en concordancia con el marco legal RER y la LCE:

• Medición del recurso energético renovable (RER) y elaboración del proyecto a

nivel de perfil o de prefactibilidad. Para esta etapa, el promotor debe solicitar concesión temporal al MEM para la realización de estudios, sólo si requiere de servidumbre sobre alguna área de terreno para el desarrollo de los estudios.

• En base a los estudios realizados en el punto anterior, el promotor puede participar en una de las subastas de RER que convoca el Estado cada dos años. En dichas subastas el promotor debe cumplir con requisitos tales como el de tener mediciones del RER como mínimo de 12 meses, proyectos de generación de RER a nivel de prefactibilidad, las garantías establecidas en las Bases, y el compromiso de presentar la aprobación por parte del operador del sistema (COES) de su estudio de pre-operatividad.

• A la firma del contrato de suministro de electricidad por 20 años, se devuelve al promotor su garantía de seriedad de oferta (20 000 US$ por cada MW instalado), la misma que debe ser reemplazada por la garantía de ejecución de obras (100 000 US$ por cada MW a instalar) que se devuelve al promotor en la puesta en operación comercial de la central de generación RER.

• A los tres meses de firmado el contrato de suministro de electricidad, el promotor debe presentar al MEM su estudio de pre-operatividad aprobado por el COES, con cargo a ejecución de garantía en caso de incumplimiento.

• El promotor debe elaborar su proyecto de generación de RER a nivel de factibilidad (que incluye sus estudio de impacto ambiental) y luego su respectivo estudio definitivo para la construcción del proyecto.

• Solicita al MEM la aprobación del estudio de impacto ambiental (EIA), el mismo que conjuntamente con el estudio de factibilidad los requisitos principales para la solicitud al MEM de la concesión definitiva.

• Solicitada y aprobada la concesión definitiva de generación, el promotor firma con el Estado (MEM) el contrato de concesión definitiva, con el cual ya puede iniciar la construcción del proyecto.

• Concluida la ejecución del proyecto, el promotor debe solicitar al OSINERGMIN la aprobación de puesta en operación comercial de su central de generación RER.

• Luego de las pruebas correspondientes, el OSINERGMIN emite la aprobación de puesta en operación comercial, y a partir de dicho momento el plazo contractual para el suministro de electricidad al SEIN por 20 años.

En el aspecto ambiental, la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (Ley Nº 27446) y su Reglamento, establecen de forma obligatoria la aplicación de la Certificación Ambiental para el desarrollo de todos los proyectos en general, definiendo las siguientes categorías: Categoría I - Declaración de Impacto Ambiental (DIA); Categoría II - Estudio de Impacto Ambiental Semidetallado (EIA-sd) y Categoría III - Estudio de Impacto Ambiental Detallado (EIA). En el caso de proyectos de energía eléctrica, los aspectos normativos en materia ambiental son competencia de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE); los aspectos de fiscalización técnico ambiental son

61


competencia del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental – OEFA, perteneciente al MINAM. Los EIA para el desarrollo de proyectos eléctricos son revisados y aprobados por la DGAAE. El MINAM no está involucrado directamente con los procedimientos de evaluación de Estudios de Impacto Ambiental - EIA para proyectos en general. Sin embargo, el Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas (SERNANP), Organismo Público Técnico Especializado adscrito al MINAM, tiene la facultad de dar su opinión técnica vinculante sobre los EIA que involucran áreas naturales protegidas. Asimismo, la Autoridad Nacional del Agua (ANA), Organismo Técnico Especializado y el Ministerio de Agricultura, tienen la facultad de dar su opinión técnica sobre los EIA. En algunos casos también se puede requerir la opinión técnica de MINAM y del Instituto Nacional de Desarrollo de Pueblos Andinos, Amazónicos y Afroperuano (INDEPA). El requerimiento de EIA para el desarrollo de proyectos de energía eléctrica está previsto en el D.L. Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, promulgados en 1993; los detalles del desarrollo de los EIA se establecen en el D.S. Nº 29-94-EM “Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas”, 1994. De acuerdo a lo establecido en el D.L. N º 25844 y el D.L. Nº 1002, (Ley para la Promoción de la Generación de Electricidad con Energías Renovables, la presentación de un EIA para proyectos eléctricos depende de la capacidad de producción de energía de la central eléctrica. Se requiere un EIA detallado para proyectos con capacidad mayor de 20 MW; para proyectos de menor capacidad se viene aplicando el mecanismo de calificación previa y declaración jurada en el caso de energías renovables que no se ubiquen en Áreas Naturales Protegidas. Para proyectos eléctricos de potencia de 20 MW o más, el EIA debe ser elaborado de conformidad con lo dispuesto en la Ley N º 25844, la Ley N º 27446 y el D.S. Nº 29-94-EM. Los procedimientos a seguir para la aprobación del EIA se describen a continuación:

a) Presentación de un Plan de Participación Ciudadana (PPC) y de los

Términos de Referencia (TdR) del EIA (los TdR se envían al SERNANP, ANA y otros organismos interesados según sea necesario).

b) Realización de talleres antes de la elaboración del EIA (fase preparatoria) y durante la elaboración del EIA (fase intermedia).

c) Presentación del EIA a la DGAAE-MEM y otros organismos interesados (SERNANP, ANA, MINAG, DREM, municipalidades distritales y provinciales, comunidades, centros poblados menores).

d) Evaluación y aprobación del resumen ejecutivo del EIA y otros requisitos de TUPA.

e) La publicación del EIA (Además de la publicación en el diario El Peruano, en un diario de circulación local y de su difusión en la radio local, el documento de EIA debe estar disponible para su consulta en el MEM, DREM y las oficinas de las municipalidades involucradas).

f) Talleres para explicar los alcances del EIA (fase de evaluación).

62


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

De acuerdo a la DGAAE, el Plan de Participación Ciudadana - PPC y los Términos de Referencia (TdR) - se preparan con las opiniones y la información recopilada de los grupos de interés. Los talleres se llevan a cabo en el área de estudio y los principales participantes son los residentes de la comunidad local. El EIA debe reflejar las opiniones de los interesados, incluyendo a los residentes locales. Posteriormente, la DGAAE evalúa el EIA en cuanto a los aspectos ambientales y sociales, mientras que el MINAG y SERNANP evalúan los aspectos de su competencia desde el punto de vista técnico.

1.5 Instalaciones de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables En este numeral se presenta información sobre las instalaciones y proyectos de energías renovables que están en operación y construcción, así como información de instalaciones y proyectos relevantes que utilizan fuentes de energía no renovables y que operan dentro del SEIN.

1.5.1 Información sobre las Instalaciones más Relevantes de Energías

Renovables Los proyectos calificados como renovables en el marco del D.L. Nº 1002 que se encuentran en operación y en construcción se presentan en el Cuadro Nº 18. De dicha información se aprecia que la capacidad instalada de las plantas que están en operación asciende a 76.2 MW, de los cuales 53.2 MW son hidroeléctricos y 23 MW de biomasa; la capacidad instalada de las plantas que están en construcción asciende a 353.2 MW, de los cuales 126.8 MW son hidroeléctricos, 142 MW son eólicos, 80 MW son de energía solar y 4.4 MW son de biomasa.

63


Cuadro N° 18: Proyectos RER

Tecnología Tecnología Departamento Empresa Potencia Instalada

(MW)

Puesta en operación comercial

Hidroeléctrica

En Operación C.H. Purmacana Hidroeléctrica Lima Eléctrica Santa Rosa S.A. 1.8 01/07/2011 C.H. Roncador Hidroeléctrica Lima Maja Energía S.A. 3.8 01/12/2010 C.H. Santa Cruz I Hidroeléctrica Ancash Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. 6 29/05/2009 C.H. Caña Brava Hidroeléctrica Cajamarca Duke Energy GENOR S.A. 6 19/02/2009 C.H. Santa Cruz II Hidroeléctrica Ancash Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. 6 01/07/2010 C.H. Joya Hidroeléctrica Arequipa Generadora de Energía del Perú S.A. 9.6 01/10/2009 C.H. Poechos II Hidroeléctrica Piura SINERSA 10 27/05/2009 C.H. Carhuaquero IV Hidroeléctrica Cajamarca Duke Energy GENOR S.A. 10 22/05/2008

Total 53.2 En Construcción

C.H. Nuevo Imperial Hidroeléctrica Lima Hidro Cañete S.A. 3.9 01/05/2012 C.H.Yanapampa Hidroeléctrica Ancash Eléctrica Yanapampa S.A.C. 4.1 01/12/2012 C.H. Shima Hidroeléctrica San Martín Consorcio Energoret/Manufacturas Mendoza 5 30/09/2012 C.H. Huasahuasi I Hidroeléctrica Junín Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. 7.8 01/10/2012 C.H. Huasahuasi II Hidroeléctrica Junín Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. 8 01/04/2012 C.H. Las Pizarras Hidroeléctrica Cajamarca Empresa Eléctrica Rio Doble S.A. 18.8 31/12/2012 C.H. Chancay Hidroeléctrica Lima SINERSA 19.2 31/12/2012 C.H. Angel I Hidroeléctrica Puno Generadora de Energía del Perú S.A. 20 31/12/2012 C.H. Angel II Hidroeléctrica Puno Generadora de Energía del Perú S.A. 20 31/12/2012 C.H. Angel III Hidroeléctrica Puno Generadora de Energía del Perú S.A. 20 31/12/2012

Total 126.8

Biomasa

En Operación C.B. Paramonga I Biomasa Lima Agro industrial Paramonga S.A. 23 31/03/2010

Total 23

En Construcción

C.B. Huaycoloro Biomasa Lima Petramas S.A.C. 4.4 01/07/2011 Total 4.4

Eólica

En Construcción

C.E. Talara Eólica Piura Energía Eólica S.A. 30 29/06/2012

C.E. Marcona Eólica Ica Consorcio Cobra S.A./Perú Energías Renovables S.A. 32 01/12/2012

C.E. Cupisnique Eólica La Libertad Energía Eólica S.A. 80 29/06/2012 Total 142

Solar

En Construcción

C.S. Panamericana Solar Solar fotovoltaica Moquegua Consorcio Panamericana Solar 20TS/Solarpack Corporation Technology S.L. 20 30/06/2012

C.S. Majes Solar Solar fotovoltaica Arequipa Grupo T-Solar Global S.A. 20 30/06/2012 C.S. Repartición Solar Solar fotovoltaica Arequipa Grupo T-Solar Global S.A. 20 30/06/2012

C.S. Tacna Solar Solar fotovoltaica Moquegua Consorcio Panamericana Solar 20TS/Solarpack Corporation Technology S.L. 20 30/06/2012

Total 80

64


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

Cuadro N° 19: Central Hidroeléctrica Purmacana

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Purmacana Ubicación Supe, Barranca, Lima. Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de julio del 2011 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Eléctrica Santa Rosa S.A.C Nº de permiso otorgado R.D. Nº168-2010-ANA-DARH Año de referencia 2010 Potencia Nominal MW 1.8 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 9 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 71.3 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 3.4 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 60 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 7 200

Breve descripción

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

Fuentes de información MEM SEIN

65


Cuadro N° 20: Central Hidroeléctrica Roncador

Parámetro Unidades Información

País Perú Nombre de la instalación Roncador Ubicación Barranca, Barraca, Lima Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de diciembre del 2010 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Maja Energía S.A. Nº de permiso otorgado N° 499-2005-MEM/DM Año de referencia Potencia Nominal MW 3.8 Potencia Efectiva MW 3.48 Electricidad generada (producida) GWh/año 28.1 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % 70.5 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 3 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d

Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.85 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 17277 Breve descripción


66


Cuadro N° 21: Central Hidroeléctrica Santa Cruz I

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Santa Cruz I Ubicación Colcas, Caras, Ancash Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 29 de Mayo del 2009 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Santa Cruz S.A.C Nº de permiso otorgado 026-2009-MEM/DM Año de referencia 22 de Enero del 2009 Potencia Nominal MW 6 Potencia Efectiva MW 3.48 Electricidad generada (producida) GWh/año 35.8 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 65 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 7.5 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 55 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 18 150

Breve descripción Es una central de filo de agua, el propósito es generar energía eléctrica renovable para ser entregada al sistema eléctrico interconectado nacional


67


Cuadro N° 22: Central Hidroeléctrica Caña Brava


País Perú Nombre de la instalación Caña Brava Ubicación Llama, Chota, Cajamarca Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 19 de Febrero del 2009 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Duke Energy EGENOR Nº de permiso otorgado RM 068-2009-MEM/DM Año de referencia 11 de febrero del 2009 Potencia Nominal MW 6 Potencia Efectiva MW 5.71 Electricidad generada (producida) GWh/año 38 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 41 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 9.5 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 70 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 22 622

Breve descripción

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


68


Cuadro N° 23: Central Hidroeléctrica Santa Cruz II


País Perú Nombre de la instalación Santa Cruz II Ubicación Santa Cruz, Huaylas, Ancash Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de julio del 2010 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Santa Cruz S.A.C Nº de permiso otorgado 092-2009-MEM/DM Año de referencia 18 de Febrero del 2009 Potencia Nominal MW 6 Potencia Efectiva MW 3.36 Electricidad generada (producida) GWh/año 42.5 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 66 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 10.2 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 55 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 21 082

Breve descripción

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


69


Cuadro N° 24: Central Hidroeléctrica La Joya


País Perú Nombre de la instalación La Joya Ubicación Joya, Arequipa Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 octubre del 2009 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Generadora de Energía del Perú S.A (GEPSA) Nº de permiso otorgado RM147-2009-MEM/DM (2009.04.02) Año de referencia Potencia Nominal MW 9.6 Potencia Efectiva MW 4.8 Electricidad generada (producida) GWh/año 54.7 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 65 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 17.6 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.95 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 41 987

Breve descripción La central cuenta con 2 grupos de turbina-generador tipo Francis de eje vertical para un flujo de caudal firme.


70


Cuadro N° 25: Central Hidroeléctrica Poechos II


País Perú Nombre de la instalación Poechos II Ubicación Sullana, Piura Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 27 de mayo del 2009 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Sindicato Energético S.A. - SINERSA Nº de permiso otorgado RM 071-2010-MEM/DM Año de referencia 11 de marzo del 2011 Potencia Nominal MW 10 Potencia Efectiva MW 10 Electricidad generada (producida) GWh/año 40 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 75 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 10.5 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.5 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 22 770

Breve descripción La central integra Poechos I y II, cuentan con dos turbinas.


71


Cuadro N° 26: Central Hidroeléctrica Carhuaquero IV


País Perú Nombre de la instalación Carhuaquero IV Ubicación Llama, Chota, Cajamarca Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 27 de Mayo del 2008 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario DUKE ENERGY EGENOR S.A. Nº de permiso otorgado 150-2001-EM Año de referencia 31 de Setiembre del 2001 Potencia Nominal MW 10 Potencia Efectiva MW 9.98 Electricidad generada (producida) GWh/año 42 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 76 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 6.4 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 70 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 24 609

Breve descripción

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


72


Cuadro N° 27: Central Hidroeléctrica Nuevo Imperial


País Perú Nombre de la instalación Nuevo Imperial Ubicación Lima Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de mayo del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Hidro Cañete S.A. Nº de permiso otorgado N° 249-2009-MEM/DM Año de referencia 3 de junio del 2009 Potencia Nominal MW 3.9 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 25 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 81.34 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 6 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 55.99 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 15 285 Breve descripción


73


Cuadro N° 28: Central Hidroeléctrica Yanampa

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Yanapampa Ubicación Yanapampa, Ocros, Ancash Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Eléctrica Yanapampa S.A.C. Nº de permiso otorgado 525-2008-MEM/DM Año de referencia 15 de noviembre del 2008 Potencia Nominal MW 4.5(*) Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 64.77 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 77.43 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 14.8 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 56 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 26 366

Breve descripción Central Eléctrica en su primera etapa cuenta con 3 turbinas Francis de 1.5 MW.


(*)El proyecto consiste en la implementación de una planta hidroeléctrica de pasada de 9 MW en 2 etapas, la segunda etapa estará operativa 2 años después de la primera.

74


Cuadro N° 29: Central Hidroeléctrica Shima

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Shima Ubicación San Martín Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 30 de setiembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publica Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada

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

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 5 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 32.9 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 75 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 9.6 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 64 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 20 129 Breve descripción


75


Cuadro N° 30: Central Hidroeléctrica Huasahuasi I


País Perú Nombre de la instalación Huasahuasi I Ubicación Huasahuasi, Tarma , Junín Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de octubre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 7.8 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 42.5 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 70 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 30.8 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 58 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 60 613

Breve descripción La central integra dos ríos, dos bocatomas y dos turbinas Francis de 4.0 MW.


76


Cuadro N° 31: Central Hidroeléctrica Huasahuasi II


País Perú Nombre de la instalación Huasahuasi II Ubicación Huasahuasi, Tarma, Junín Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 01 de Abril del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Pública Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Nº de permiso otorgado N° 044-2011-MEM/DM Año de referencia 27 de Enero de 2011 Potencia Nominal MW 8 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 42.5 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 70.5 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 57 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 60 000

Breve descripción

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


77


Cuadro N° 32: Central Hidroeléctrica Las Pizarras


País Perú Nombre de la instalación Las Pizarras Ubicación Cajamarca Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 31 de diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Empresa Eléctrica Río Doble S.A. Nº de permiso otorgado 521-2009-MEM/DM Año de referencia 17 de diciembre de 2009 Potencia Nominal MW 18.8 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 104 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 67 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 21 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 64 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 63 585 Breve descripción


78


Cuadro N° 33: Central Hidroeléctrica Chancay

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Chancay Ubicación Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 31 de Diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario SINERSA Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 19.2 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 108.1 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 85 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 153.5 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 58.5 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 284 143 Breve descripción


79


Cuadro N° 34: Central Hidroeléctrica Ángel I


País Perú Nombre de la instalación Ángel I Ubicación Puno Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 31 de Diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Generadora de Energía del Perú S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 131 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 75 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 123 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.97 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 80 620 Breve descripción


80


Cuadro N° 35: Central Hidroeléctrica Ángel II


País Perú Nombre de la instalación Ángel II Ubicación Puno Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 31 de Diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Generadora de Energía del Perú S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 131 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % Factor de planta % 75 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 123 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.98 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 242 674 Breve descripción


81


Cuadro N° 36: Central Hidroeléctrica Ángel III

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Ángel III Ubicación Puno Tipo de tecnología Turbina Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 31 de Diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario Generadora de Energía del Perú S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 131 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 75 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 123 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 59.99 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 242 674 Breve descripción


82


1.5.1.2 Turbina de Vapor con Bagazo y Motores de Combustión Interna a

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

Cuadro N° 37: Central Térmica Paramonga I


País Perú Nombre de la instalación Paramonga I Ubicación Paramonga, Lima Tipo de tecnología Turbogeneradores de Vapor Fecha de entrada en operación 31 de Marzo del 2010 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Agro Industrial Paramonga S.A. (AIPSA) Nº de permiso otorgado N° 344 – 2009-EM Año de referencia 2009 Potencia Nominal MW 23 Potencia Efectiva MW 20 Electricidad generada (producida) GWh/año 115 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 57 Eficiencia % Fuente de energía empleada Bagazo de Caña Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 5.4 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 52

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 85 300

Breve descripción

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


83


Cuadro N° 38: Central Térmica Huaycoloro

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Huaycoloro Ubicación Lima Tipo de tecnología Turbogeneradores de Vapor Fecha de entrada en operación 01 de Julio 2011 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Petramas S.A.C. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 4.4 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 28.3 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 73 Eficiencia % Fuente de energía empleada Residuos Sólidos Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 2 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 110 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 298 996 Breve descripción


84


1.5.1.3 Turbinas Eólicas A continuación se presenta información sobre las centrales eólicas Talara, Marcona y Cupisnique, que entrarán en operación en el 2012.

Cuadro N° 39: Central Eólica Talara

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Talara Ubicación Piura Tipo de tecnología Aerogeneradores Fecha de entrada en operación 29 de junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado Modalidad Privado Concesionario Energía Eólica S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 30 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 119.7 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 46 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Eólica Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 63 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 87 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 80 620 Breve descripción


85


Cuadro N° 40: Central Eólica Marcona


País Perú Nombre de la instalación Marcona Ubicación Ica Tipo de tecnología Aerogeneradores Fecha de entrada en operación 01 de Diciembre del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado

Concesionario Consorcio Cobra S.A. /Perú Energías Renovables

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 32 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 148.4 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 59.93 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Eólica Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 60 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 65.52 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 99 958 Breve descripción


86


Cuadro N° 41: Central Eólica Cupisnique

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Cupisnique Ubicación La Libertad Tipo de tecnología Aerogeneradores Fecha de entrada en operación 29 de junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Energía Eólica S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 80 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 303 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % 43 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Eólica Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 150 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d

Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 85 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 204 090 Breve descripción


87


1.5.1.4 Solar Fotovoltaica A continuación, se presenta información sobre las centrales Panamericana Solar, Majes Solar, Repartición Solar y Tacna Solar que están por entrar en operación en junio de 2012.

Cuadro N° 42: Central Panamericana Solar

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Panamericana Solar Ubicación Moquegua Tipo de tecnología Fotovoltaicas Fecha de entrada en operación 30 de Junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada) Privado

Modalidad Privado

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

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 50.7 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % 28.9 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Solar Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 80 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 215 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 34 140 Breve descripción


88


Cuadro N° 43: Central Majes Solar


País Perú Nombre de la instalación Majes Solar Ubicación Arequipa Tipo de tecnología Fotovoltaica Fecha de entrada en operación 30 de junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Grupo T- Solar Global S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 37.6 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 21.5 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Solar Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 80 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 222.5 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 25 350 Breve descripción


89


Cuadro N° 44: Central Repartición Solar


País Perú Nombre de la instalación Repartición Solar Ubicación Arequipa Tipo de tecnología Fotovoltaica Fecha de entrada en operación 30 de Junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publico Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario Grupo T- Solar Global S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 37.4 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % 21.4 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Solar Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 80 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 223 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 25 222 Breve descripción


90


Cuadro N° 45: Central Tacna Solar


País Perú Nombre de la instalación Tacna Solar Ubicación Moquegua Tipo de tecnología Fotovoltaica Fecha de entrada en operación 30 de Junio del 2012 Tipo de servicio (Público, No Público) Publica Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada

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

Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 20 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 47.2 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 26.9 Eficiencia % Fuente de energía empleada Energía Solar Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ 80 Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh 225 Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 31 795 Breve descripción


91


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

Cuadro N° 46: Centrales de Generación con Fuentes Renovables y No Renovables más

representativas del País

Central Tipo de Tecnología

Ubicación (Departamento) Empresa

Potencia Instalada

(MW)

Puesta en operación comercial

Hidroeléctrica Mantaro Hidroeléctrica Huancavelica ELECTROPERU 798 1979 Restitución Hidroeléctrica Huancavelica ELECTROPERU 210 1985 El Platanal Hidroeléctrica Lima CELEPSA 220 2010 Térmicas con gas natural Ventanilla Térmica Lima EDEGEL S.A. 492 2006 Kallpa Térmica Lima KALLPA GENERACIÓN S.A. 629 201011 Chilca 1 Térmica Lima ENERSUR S.A. 556 200912 Aguaytia Térmica Ucayali TERMOSELVA 171.16 2001 Oquendo Térmica Lima SDF ENERGIA S.A.C. 31 2009 Carboeléctricas Ilo2 Térmica Moquegua ENERSUR S.A. 142 2000

9 Empresas que informan al MEM y que desarrollan actividades productivas o extractivas (mineras, manufactureras, industriales, etc.). 10 Información al 2009. 11 Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, se viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a Ciclo Combinado, con lo cual se espera incrementar su potencia total en alrededor de 850.70 MW y entrar en operación comercial con esta nueva tecnología antes del segundo trimestre del 2012.12Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, se viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a Ciclo Combinado, con lo cual se espera incrementar su potencia total en alrededor de 800 MW y entrar en operación comercial con esta nueva tecnología antes del segundo trimestre del 2013.

92


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

Cuadro N° 47: Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Santiago Antúnez de Mayolo Ubicación Huancavelica, Junín y Pasco Tipo de tecnología Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 1979 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario ELECTROPERÚ S.A. Nº de permiso otorgado 035-2009-EM Año de referencia 27 de Junio del 2009 Potencia Nominal MW 798 Potencia Efectiva MW 670.7 Electricidad generada (producida) GWh/año 5356.55 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 91.18 Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

Breve descripción

Central Eléctrica integra 7 turbinas Peltón de eje vertical, es de mayor capacidad instalada del país, 22 transformadores monofásicos


93


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

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

94


Cuadro N° 48: Central Hidroeléctrica Restitución

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Restitución Ubicación Huancavelica, Junín y Pasco Tipo de tecnología Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 1985 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Concesionario ELECTROPERÚ S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 210 Potencia Efectiva MW 215.37 Electricidad generada (producida) GWh/año % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ - Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

Breve descripción La central integra 3 turbinas pelton de eje vertical y seis inyectores.


95


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

Fuente: Portal electrónico ELECTROPERU (ELECTROPERU, 2011)

96


Cuadro N° 49: Central Hidroeléctrica El Platanal


País Perú Nombre de la instalación El Platanal Ubicación Zúñiga, Cañete, Lima Tipo de tecnología Hidroeléctrica Fecha de entrada en operación 24 de Abril del 2010 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario CELEP S.A. Nº de permiso otorgado 032-2007-EM Año de referencia 25 de Julio del 2007 Potencia Nominal MW 220 Potencia Efectiva MW 217.38 Electricidad generada (producida) GWh/año 1063 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % Eficiencia % Fuente de energía empleada Hidroenergía Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 501 814.35

Breve descripción

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


97


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

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

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

98


Cuadro N° 50: Central Térmica Ventanilla

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Ventanilla Ubicación Ventanilla, Callao, Lima Tipo de tecnología Térmica Fecha de entrada en operación 2006 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Permisionario EDEGEL S.A. Nº de permiso otorgado RM N° 298-2007-MEM/DM Año de referencia 22 de Junio del 2007 Potencia Nominal MW 492 Potencia Efectiva MW 492.75 Electricidad generada (producida) GWh/año 3 214.06 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 74.46 Eficiencia % Fuente de energía empleada Gas Natural Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh n/d Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 375 051.11

Breve descripción

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


99


Gráfico N° 38: Central Térmica Ventanilla

Fuente: Portal electrónico de EDEGEL (EDEGEL, 2011)

100


Cuadro N° 51: Central Térmica Kallpa

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Kallpa Ubicación Chilca, Cañete, Lima Tipo de tecnología Térmica Fecha de entrada en operación 2010* Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Permisionario KALLPA GENERACIÓN S.A Nº de permiso otorgado N° 125-2006-MEM/DM Año de referencia 2006 Potencia Nominal MW 629 Potencia Efectiva MW 565.77 Electricidad generada (producida) GWh/año 1321.08 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 42 Eficiencia % Fuente de energía empleada Gas Natural Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh n/d Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año 600 000

Breve descripción Central Térmica a gas natural cuenta con tres turbinas, la tercera entró en operación el año 2010.


(*) Se pone en operación la tercera turbina a ciclo simple. Actualmente, viene desarrollando el proyecto de conversión de la central a ciclo combinado que entrará en operación el año 2012.

101


Gráfico N° 39: Central Térmica Kallpa

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

102


Cuadro N° 52: Central Térmica Chilca I

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

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Chilca I Ubicación Chilca, Cañete, Lima Tipo de tecnología Térmica Fecha de entrada en operación Diciembre del 2006 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privada

Modalidad Privada Permisionario ENERSUR Nº de permiso otorgado N° 179-2010-MEM/DM Año de referencia 2010 Potencia Nominal MW 556 Potencia Efectiva MW 535.9 Electricidad generada (producida) GWh/año % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 42 Eficiencia % Fuente de energía empleada Gas Natural Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh n/d Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

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

Fuentes de información MEM y SEIN

103


Gráfico N° 40: Central Térmica Chilca Uno

Fuente: Portal electrónico de ENERSUR (ENERSUR, 2011)

104


Cuadro N° 53: Central Térmica Aguaytia

Parámetro Unidades Información País Perú

Nombre de la instalación Aguaytia

Ubicación Ucayali

Tipo de tecnología Térmica

Fecha de entrada en operación Diciembre del 2001

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

Modalidad Privada

Permisionario TERMOSELVA Nº de permiso otorgado No. 187-2001-EM/VME Año de referencia Potencia Nominal MW 172.59 Potencia Efectiva MW 156.62 Electricidad generada (producida) GWh/año % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % Eficiencia %

Fuente de energía empleada Gas Natural

Consumo de Fuente en el año de referencia PJ

Inversión Millones de US$

Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d

Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d

Precio de la energía vendida US$/MWh n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

Breve descripción Cuenta con dos turbinas a gas natural


105


Gráfico N° 41: Central Térmica Aguaytia

Fuente: Portal electrónico de AGUAYTIA (AGUAYTIA, 2011)

106


Cuadro N° 54: Central Térmica Oquendo

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Oquendo Ubicación Lima Tipo de tecnología Térmica Fecha de entrada en operación 2009 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Permisionario SDF ENERGÍA S.A.C. Nº de permiso otorgado N° 005-2009-EM/DGE Año de referencia 2009 Potencia Nominal MW 31 Potencia Efectiva MW 29.38 Electricidad generada (producida) GWh/año 203.6 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100

Factor de planta % 79.1 Eficiencia % Fuente de energía empleada Gas Natural Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh n/d Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

Breve descripción Central tiene 1 turbina a gas (cogeneración), es la primera central de cogeneración operando con gas natural.


107


1.5.2.3 Carboeléctrica

En el país desde el año 2000 opera la central térmica Ilo 2, que es la primera planta de generación instalada que utiliza carbón mineral importado.

Cuadro N° 55: Central Térmica Ilo II

Parámetro Unidades Información País Perú Nombre de la instalación Ilo 2 Ubicación Moquegua Tipo de tecnología Térmica Fecha de entrada en operación 2000 Tipo de servicio (Público, No Público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública//Privada) Privado

Modalidad Privado Concesionario ENERSUR S.A. Nº de permiso otorgado Año de referencia Potencia Nominal MW 142 Potencia Efectiva MW 141.87 Electricidad generada (producida) GWh/año 1 066.92 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público % 100 Factor de planta % 85.85 Eficiencia % Fuente de energía empleada Carbón Mineral Consumo de Fuente en el año de referencia PJ Inversión Millones de US$ Costos de operación y mantenimiento fijo Millones de US$ n/d Costos de operación y mantenimiento variable Millones de US$ n/d Costo de operación y mantenimiento Millones de US$ n/d Precio de la energía vendida US$/MWh n/d Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de ton/año

Breve descripción Integra una turbina a vapor, caldero, es el único que opera a carbón mineral en el SEIN.


108


Gráfico N° 42: Central Térmica Ilo II

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

109


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

110


de base. Además, no se han realizado perforaciones que ayuden al conocimiento de las características de los reservorios geotérmicos, que permitan determinar la factibilidad de este tipo de proyectos y reducir los riesgos de su implementación. Para superar esta situación, el MEM durante el primer semestre del 2011 ha otorgado 13 autorizaciones para la realización de exploraciones y estudios de dicho recurso para fines de producción de electricidad en campos ubicados en los departamentos de: Arequipa, Ancash, Ayacucho, Moquegua, Puno y Tacna (MEM, 2011e). Se debe destacar que la energía geotérmica permite garantizar una mayor continuidad en la producción de electricidad (alto factor de planta), esta opción puede jugar un rol importante entre las energías renovables en el SEIN.

En el país se requiere realizar mayores esfuerzos para reducir las emisiones de CO2, las cuales se han incrementado de manera sostenida en los últimos años debido principalmente al incremento del consumo de hidrocarburos líquidos por parte del sector industrial (23% del total de emisiones) y en mayor escala del sector transporte (59% del total de emisiones), que es demandante de diesel y gasolinas. Esta situación debe cambiar en el futuro con el uso de gas natural comprimido y la electrificación del trasporte público. Por su parte, las emisiones de CO2 en la generación de energía eléctrica se han incrementado por el mayor uso de gas natural de Camisea, se espera que en el futuro esta tendencia cambie con el mayor desarrollo de las energías renovables. Finalmente, se puede afirmar que en el país existe un mayor consenso sobre la importancia del aprovechamiento de las energías renovables debido a sus ventajas ya que permiten diversificar la oferta de generación eléctrica con recursos locales, reducen la dependencia del gas natural y el consumo de otros hidrocarburos cuyos recursos son finitos; además, contribuirán a la seguridad energética al mismo tiempo que se reduce el impacto negativo de la producción de electricidad en el medio ambiente. 1.7 Conclusiones

• La Política Energética aprobada por el gobierno mediante el D.S. 064-2010-EM, señala los lineamientos para promover las inversiones en proyectos con energías renovables convencionales y no convencionales, para cubrir la demanda y contribuir a garantizar la seguridad energética y el desarrollo sostenible del País.

• El marco regulatorio vigente establecido por el Decreto Legislativo N° 1002, ha demostrado ser eficaz, ya que actualmente se está implementando un conjunto de proyectos de generación con tecnologías renovables que permitirán diversificar la matriz energética. Uno de los factores clave de este avance, es la prima que se otorga a los generadores RER para recuperar sus inversiones, la cual es aportada por el propio mercado eléctrico.

• El país dispone de un importante potencial de recursos renovables que requiere ser evaluado de manera permanente para su mejor y mayor aprovechamiento.

• La evolución de la estructura del consumo de energía del país confirma la preponderancia de las fuentes fósiles y se observa la creciente participación del gas natural de Camisea como fuente de energía desde el año 2004, por lo que se puede afirmar que la matriz energética tiene un antes y un después de Camisea.

111


• Si bien la presencia del gas natural en la matriz energética está contribuyendo a

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

112


2. ESTADO DEL ARTE

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

113


2.2 Metodología 2.2.1 Fuentes de Información

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

Cuadro N° 56: Resumen de Entrevistas Realizadas a Emprendedores

Entrevistado Empresa Proyecto Cargo

Fernando Urquiza

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A. C.H. Santa Cruz II Gerente

General

Efraín Salas Valverde

Agroindustrial Paramonga (AIPSA) C.T. Paramonga I Gerente de

Proyecto

Javier Lei Suicho

Generadora de Energía del Perú (GEPSA) C.H. La Joya. Gerente

General

Juan Coronado Lara

Energía Eólica S.A. C.E. Talara Gerente

General Fuente: Elaboración propia.

Las preguntas realizadas se listan a continuación: • ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? • ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? • ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto y

cómo pudieron superarse? • ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio, fueron

determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? • ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de

financiamiento, tasa de interés y plazo? • ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? • ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? • ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el

desarrollo del proyecto? • ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su área

de influencia? • ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con contratos

de suministro a clientes particulares? • ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para

promover proyectos como el que se implementó?

Por otro lado, se realizaron entrevistas con autoridades relacionadas al marco regulatorio de las energías renovables, tanto en el ámbito del mercado eléctrico

114


inmerso en el sistema interconectado, como en el que se desarrolla en el ámbito rural. En el Cuadro Nº 57 se muestra un lista a los entrevistados.

Cuadro N° 57: Resumen de Entrevistas Realizadas a Representantes del Ministerio de Energía

y Minas

Entrevistado Cargo Organismo

Ismael Aragón Castro

Director General de Electricidad

Dirección General de Electricidad - MEM

Luis Torres Casabona

Director del Proyecto FONER*

Dirección General de Electrificación Rural - MEM

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

a) Secundaria. En segunda instancia, se ha recopilado información relevante concerniente a los proyectos de diversos documentos. Dicha información incluye datos técnicos, producción de energía, reducción de emisiones e impacto social. Los documentos consultados se listan a continuación:

• Ficha técnica de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II. • Expediente Técnico de la Solicitud de Concesión de la Central Térmica

Paramonga I, que obra en la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.

• Expediente Técnico de la Solicitud de Concesión de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II, que obra en la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.

• Proyect Design Document Form (PDD), de la C.H. Santa Cruz II. • Simplified Project Design Document (SPDD), del proyecto implementación de

caldera con bagazo en la empresa Agroindustrial Paramonga. • Carbon Opportunities in Peru - Project Portfolio 2010 (FONAM, 2010). • Carbon Opportunities in Peru - Good Business with Sustainable Development

2010 (FONAM, 2010). • Información de la Primera Subasta de Energías Renovables recogida en el portal

web de OSINERGMIN (OSINERGMIN, 2011a). • Ministerio del Ambiente (MINAM), 2011. Proyecto del Caldero Bagacero MDL

de Paramonga (13.6 MW) – Ficha Técnica [En Línea] Disponible en: http://cambioclimatico.minam.gob.pe/proyecto-del-caldero-bagacero-mdl-de-paramonga-13-6-mw/ [Consultado el 23 Junio 2011].

• Páginas web informativas, las cuales se señalan en las referencias.

2.2.2 Criterios de Selección La selección de los casos de estudio, se realizó sobre la base de los siguientes criterios: a) Proyecto en Operación. Los proyectos tomados en consideración, deberán

estar en operación y cumplir como mínimo un año de operación comercial. b) Sostenibilidad Económica. A fin de garantizar su operación durante su periodo

de vida técnico, los proyectos deben cubrir sus costos de operación y mantenimiento, generando rentabilidad adicional para los desarrolladores.

115


c) Aceptación y Beneficio Social. Los proyectos deberán caracterizarse por un

alto grado de aceptación social de los actores locales involucrados, generando además beneficios para la comunidad que pueden traducirse en obras concretas.

d) Sostenibilidad Ambiental. El impacto ambiental de los proyectos deberá ser mínimo, teniendo como característica principal el ahorro de emisiones equivalentes de CO2, mediante el desplazamiento directo de combustibles fósiles o de la generación eléctrica con estas fuentes.

e) Replicabilidad del Proyecto. La característica fundamental para que se pueda calificar a un proyecto como exitoso, desde el punto de vista de este estudio, debe ser que además de cumplir con los criterios anteriores, el proyecto también pueda ser replicado en otros lugares que presenten similares características.

Gráfico N° 43: Criterios de Selección de Casos de Estudio

Fuente: Elaboración propia.

De los proyectos adjudicados en la Primera Subasta y que cumplen con los criterios de selección anteriormente mencionados, se han escogido los siguientes para el análisis de casos: - La Central Hidroeléctrica Santa Cruz II. - La Central de Cogeneración Paramonga I.

A continuación, se hace una descripción de dichos proyectos.

2.3 C.H. Santa Cruz II 2.3.1 Descripción General del Proyecto La Hidroeléctrica Santa Cruz II, se encuentra localizada al noroeste de Lima a 2 104.5 metros sobre el nivel del mar, en la cuenca del río Blanco (Santa Cruz), en el distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas, departamento de Ancash. Es una

116


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

Gráfico N° 44: Ubicación Geográfica del Proyecto

Fuente: Elaboración propia.

2.3.2 Objetivos del Proyecto La empresa Hidroeléctrica Santa Cruz, es una empresa especialmente creada para la construcción y puesta en marcha de la central hidroeléctrica Santa Cruz I, la cual tiene una capacidad de 5.9 MW y entró en operación en mayo del 2009. Durante su construcción y puesta en marcha, se constató la existencia de un potencial hidroeléctrico adicional aún no aprovechado. A partir de la confirmación del recurso y de su evaluación, se pudo determinar que podía ser utilizado para generar 6 MW adicionales. En consecuencia, los desarrolladores del proyecto plantean la implementación de una nueva central denominada Santa Cruz II. De esta manera se consolidan los dos objetivos principales del proyecto, a saber: - Construir una central que aprovechara el potencial hidráulico existente en la

zona que fue determinado al construir la centra Santa Cruz I. - Aplicar al MDL para mejorar la rentabilidad del proyecto.

2.3.3 Análisis de Actores Promotores del Proyecto La empresa Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C., es una empresa de capitales peruanos creada para el desarrollo del potencial hidrológico existente en el río Blanco. Está facultada para ejercer las operaciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. GCZ Ingenieros S.A.C., es accionista mayoritario de Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C y es además la encargada del desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de todas sus centrales. El potencial existente en la zona, ha llevado a la empresa a proyectar la instalación de otras centrales (6 en total), las cuales se ha estimado, tendrían un potencial

117


estimado de generación de 40.6 MW. Estos proyectos pretenden ser ejecutados de manera escalonada según se vaya obteniendo el financiamiento necesario. Beneficiarios El terreno donde se ubica el proyecto pertenece a la comunidad de Colcas, Distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas, región Ancash, quien nunca ha usado esta tierra por su gran altura y difícil acceso. El proyecto beneficia directamente a la población de esta comunidad, la cual se concentra en un pequeño pueblo del mismo nombre, con aproximadamente 350 habitantes y que está situado a 2.5 km del proyecto. Alrededor de este, se localizan diversos caseríos y viviendas familiares rurales. La comunidad, ha recibido con gran aceptación la instalación de la planta de generación, debido a que esta no representa impactos mayores en el uso que se le da al agua actualmente y porque existe un antecedente en la Central Santa Cruz I. En la zona de influencia del proyecto, se desarrollan las actividades de agricultura y ganadería, destacando las plantaciones de papa, maíz, alverjitas, quinua y kiwicha. La agricultura es de limitada productividad y se caracteriza por el bajo nivel tecnológico en el manejo de cultivos a nivel de parcela y reducida planificación agrícola, predominando el uso del riego por gravedad. El ingreso económico de la zona es muy bajo y existe carencia de agua potable en algunos caseríos.

De los Financistas El diseño y construcción de la central hidroeléctrica y de las subestaciones de media y alta tensión, estuvo a cargo de la empresa GCZ Ingenieros SAC, quienes también son socios de Hidroeléctrica Santa Cruz SAC y aportaron gran parte del capital y la ingeniería requerida para la ejecución del proyecto.

Por otro lado, en el financiamiento del proyecto se contó con la participación del INTERBANK, entidad financiera perteneciente a la banca local, quién financió el proyecto mediante el mecanismo de Leasing. Cabe mencionar que en la actualidad, INTERBAK dispone de una línea de financiamiento con SECO (Secretaría de Estado para Asuntos Económicos de la Confederación Suiza) dirigido a compañías peruanas que desean invertir en tecnologías ambientales. El objetivo de esta modalidad de financiamiento es la mejora del medio ambiente. Adicionalmente, la C.H. Santa Cruz, fue calificado como proyecto MDL, teniendo como contraparte en la compra de certificados de reducción de emisiones, a la empresa Endesa Carbono S.L., cuyos aportes ayudaron a mejorar el flujo de caja del proyecto y a darle sostenibilidad.

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

118


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

Cuadro N° 58: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación

N° Requisito exigido

1 Solicitud de acuerdo a formato, consignando número de RUC, dirigida a la Dirección General de Electricidad, firmada por el representante legal.

2 Pago de TUPA (40% de la UIT)

3 Documento (Escritura Pública con sello en el que figure inscripción, Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos de Constitución de la empresa

4 Documento (Ficha o Partida Electrónica) que acredite inscripción en los Registros Públicos del representante legal de la empresa. Los siguientes planos y diagramas: • Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (DATUM PSAD 56) con la firma y sello

del profesional responsable. • Plano de la poligonal con sus vértices en coordenadas UTM (PSAD 56).

5

• Diagrama Unifilar con la firma y sello del profesional.

6 Declaración Jurada de cumplimiento de normas técnicas de conservación del medio ambiente y el patrimonio Cultural de la Nación (Aplicable solo para concesiones definitivas para generación con Recursos Energéticos Renovables, cuya potencia instalada es igual o inferior a 20 MW).

7 Memoria descriptiva con estudios del proyecto con la firma y sello del representante legal (Como mínimo a un nivel de factibilidad).

8 Calendario de ejecución de las obras, con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial (en caso de nuevas obras) con sello y firma del representante legal.

9 Presupuesto del proyecto, con sello y firma del representante legal.

10

Información técnica con fines estadísticos: potencia instalada de la central, número de unidades de generación, tipo de cada unidad de generación, modelo, caudal de diseño, consumo específico de combustible, tipo de combustible; tratándose de centrales de generación en uso o repotenciadas se presentarán también los registros históricos de operación e información relevante que sustente un adecuado desempeño operativo (Solo para el caso de concesiones definitivas de generación con Recursos Energéticos Renovables iguales o menores a 20 MW de potencia instalada).

11 Certificado de Habilidad vigente del ingeniero responsable de los planos.

12 Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la ejecución de las obras, tratándose de concesión de generación.

13 Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia

119


financiera del peticionario o potencial inversionista (Reconocida por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP o CONASEV).

19 Garantía de fiel cumplimiento de ejecución de obras, equivalente al 1% del presupuesto del proyecto con un tope de 500 UITs en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, vigente hasta la puesta en operación comercial del proyecto.

Fuente: MEM –TUPA. Para la solicitud de la concesión definitiva, el pago del TUPA asciende a 50% de una UIT14, y además de los documentos anteriores se presentaron:

- Especificación de las servidumbres requeridas. - Autorización del uso de recursos naturales de propiedad del Estado, emitido por

la autoridad de aguas competente, que apruebe el estudio hidrológico a nivel definitivo.

- Certificado de conformidad emitido por el COES, sustentado con un Estudio de Pre-Operatividad (el cual deberá ser presentado antes de la expedición de la Resolución Suprema de otorgamiento de la concesión definitiva).

La concesión definitiva fue otorgada a Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. mediante Resolución Ministerial 092-2009-MEM/DM del 18 de febrero del 2009. Por otro lado, la Ley de Recursos Hídricos (Ley N° 29338), tiene por finalidad regular el uso y gestión integrada del agua, la actuación del Estado y los particulares en dicha gestión, así como en los bienes asociados a esta. En este contexto, la Autoridad Nacional del Agua (ANA) es el ente rector y la máxima autoridad técnico-normativa del Sistema Nacional de Gestión de los Recursos Hídricos y está encargado de realizar las acciones necesarias para el aprovechamiento multisectorial y sostenible de los recursos hídricos por cuencas hidrográficas. La Autoridad Nacional del Agua, fue creada el 13 de marzo del 2008 por Decreto Legislativo Nº 997 - Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura. Es un Organismo Técnico Especializado (DS Nº 034-2008-PCM), adscrito al Ministerio de Agricultura, constituyéndose en pliego presupuestal, con personería jurídica de derecho público interno. Luego de las gestiones correspondientes, la Resolución Directoral R.D.Nº0302-2010-ANA-DARH de la Autoridad nacional del Agua (ANA) le otorga a la empresa Hidroeléctrica Santa Cruz, la licencia del uso de agua para fines energéticos.

2.3.5 Aspectos Tecnológicos Características Técnicas y de Interconexión El proyecto está conformado por una bocatoma con un flujo de agua promedio que va de 6.5 m³/s a un máximo de 8 m³/s. El agua del río es captada a 2 226 m.s.n.m. a través de un canal de conducción de 1 598.42 m de longitud, con una pendiente de 1.5/1000, para luego ser descargada a 2 223.79 m.s.n.m., mediante una tubería de presión de 397 metros que conduce el agua hacia la casa de máquinas, con una

14UnidadImpositivaTributaria.

120


altura neta nominal de 113 m. Después de ser turbinada, el agua es devuelta al río a través de un canal de 43.2 m, a una cota de 2 104.5 m.s.n.m. (MEM, 2011f). La casa de máquinas está compuesta por las 02 turbinas Francis de 3.17 MW de capacidad nominal cada una, acoplada a su respectivo generador de 3 750 kVA. La central se conecta al SEIN mediante la subestación Santa Cruz a una tensión de 66 kV, la cual se encuentra interconectada a la línea de distribución Huallanca – Caraz, que pertenece a la empresa Hidrandina. En cuanto a la las turbinas hidráulicas fueron suministradas por un proveedor local (GCZ Ingenieros), quien tiene alrededor de 20 años de experiencia en el desarrollo de estos equipos. En lo que respecta a los equipos electromecánicos, fueron adquiridos de proveedores reconocidos en el mercado internacional, esto último como condición para otorgar el financiamiento.

Disponibilidad del Recurso Según el informe técnico N° 252-2010-ANA-DARH/ORDA/JAH-ACF, se otorgó la licencia de uso de las aguas provenientes del río Blanco con fines energéticos a la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II por un volumen anual de 110.94 MMC, distribuido de la manera siguiente:

Cuadro N° 59: Disponibilidad del Recurso para la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II

Disponibilidad

Hídrica Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Q (m³/s) 5.43 6.83 5.74 4.69 2.81 2.31 1.81 1.75 1.77 2.22 2.95 4.15 Total

V (MMC) 14.54 16.52 15.37 12.16 7.53 5.99 4.85 4.54 4.74 5.95 7.65 11.62 110.94

2.3.6 Aspectos Económicos

Financiamiento La inversión en el proyecto ascendió aproximadamente a 10.2 millones de dólares. El proyecto fue implementado vía Leasing, con una participación de capital propio que ascendió al 30% de la inversión, a un periodo de 10 años y una tasa de descuento menor a 10%. Todo esto se hizo a través del INTERBANK, entidad perteneciente a la banca local (HSCSAC, 2011).

Sostenibilidad Económica La normativa de RER otorga una serie de beneficios a los proyectos (MEM, 2008) con energías renovables. Los más importantes se listan a continuación: - La prioridad para el despacho diario de carga efectuado por el COES. - Un contrato de suministro de energía por 20 años, un precio garantizado igual al

de su oferta (Tarifa de Adjudicación). - La energía inyectada por “encima” de la energía que se le ha adjudicado

(comprometida mediante un contrato con el estado), es valorizada a Costo Marginal del sistema, lo cual representa un ingreso extra para el generador RER adjudicatario (ingresos por excedentes de energía).

perú- productos i y ii

Documents