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Documentos de trabajo # 10 Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo

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# 10 Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo Pedro Gamio / Henry García

12/26/11 11:03 PM


© ANDINA


Presidente de la República Ollanta Humala Tasso Presidente del Consejo de Ministros Óscar Valdés Dancuart Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico Germán Alarco Tosoni Miembros del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico José Antonio Arévalo Tuesta, Javier Enrique Dávila Quevedo, Vladimiro Huaroc Portocarrero, Grover Germán Pango Vildoso, José Fernando Valdéz Calle Director Nacional de Prospectiva y Estudios Estratégicos Joel Jurado Nájera Director Nacional de Coordinación y Planeamiento Estratégico (e) Ramón Pérez Prieto Director Nacional de Seguimiento y Evaluación Elías Ruiz Chávez Ciencia y Tecnología Modesto Montoya Zavaleta Asesor encargado de publicaciones Luis Lozano Grández © Centro Nacional de Planeamiento Estratégico Av. Canaval y Moreyra 150, Edificio Petroperú, piso 10, San Isidro, Lima, Perú Teléfono: 711-7300 Correo electrónico: planperu@ceplan.gob.pe Dirección URL: www.ceplan.gob.pe Derechos reservados Primera edición: diciembre de 2011 Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N.°: 2011-15765 ISBN: 978-612-46106-7-7 Imprenta: Ramos Martel y Asociados S.A.C. Tiraje: 2 000 ejemplares Diseño de carátula e interiores: Alberto Contreras Martínez El CEPLAN no necesariamente coincide con el contenido y las opiniones vertidas por los autores en los trabajos que publica. Autoriza la reproducción parcial o total de este material por cualquier sistema mecánico, electrónico y otro, sin fines de lucro y citando la fuente.


CONTENIDO Presentación................................................................................................................................ 9 ELEMENTOS PARA EL PLANEAMIENTO ESTRATéGICO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES................................................................................. 11 Pedro Gamio Introducción.............................................................................................................................. 13 1. Energías Renovables y Estrategia Nacional Frente al Cambio Climático en el Perú............ 15 1.1 Principales Fuentes de Emisión de GEI..................................................................... 17 1.1.1

Categoría cambio de uso de suelo y silvicultura......................................... 17

1.1.2

Categoría Consumo de Energía................................................................... 18

1.1.3

Categoría Agricultura.................................................................................. 23

1.1.4

Categoría Desechos.................................................................................... 24

2. Hacia una Propuesta de Estrategia Nacional de Mitigación de Emisiones de GEI.............. 25 2.1 Antecedentes............................................................................................................ 25

2.2 Líneas de Acción...................................................................................................... 25

3. Futura Matriz Energética Incorporando Fuentes Renovables.............................................. 31

3.1 Uso y Potencialidad de las Energías Renovables...................................................... 32

3.1.1

Energía eólica............................................................................................. 33

3.1.2

Energía solar............................................................................................... 35

3.1.3 Biomasa...................................................................................................... 36

3.1.4 Geotermia.................................................................................................. 38

3.1.5 Hidroelectricidad........................................................................................ 40

3.2 Limitaciones en la Capacidad del Sistema de Transmisión y Distribución................ 52

3.2.1 Transmisión................................................................................................ 52

3.2.2 Distribución................................................................................................ 54

4. PYMES. Generación de Empleo con Energías Renovables y Reflexiones........................... 57 5. Elementos de un Plan Estratégico....................................................................................... 61 Bibliografía................................................................................................................................. 67

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ESCENARIOS PARA LA PARTICIPACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA MATRIZ ENERGÉTICA EN EL MEDIANO Y LARGO PLAZO........................................... 71 Henry García Introducción.............................................................................................................................. 73 1. Política Energética y las Energías Renovables..................................................................... 77

1.1 Análisis Histórico del Sector Energía en el Perú........................................................ 77

1.1.1

Centros de transformación.......................................................................... 78

1.1.2

Demanda de energía para uso final............................................................ 80

1.2 Situación Actual y Perspectivas de las Energías Renovables..................................... 82

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1.2.1 Situación actual.............................................................................................. 82

1.2.1.1

Generación de calor................................................................. 82

1.2.1.2

Generación de electricidad....................................................... 83

1.2.1.3

Generación de fuerza motriz.................................................... 89

1.3 Potencial de Generación con Energías Renovables y Perspectivas............................ 90

1.3.1

Resultados de la 1.ª Subasta de FERNC y perspectivas............................... 91

1.4 Biocombustibles-Perspectivas................................................................................... 93 2. Formulación de Escenarios Probables y Posibles................................................................ 97

2.1 Modelo para Proyectar el Desarrollo de los Biocombustibles

Líquidos-Periodo 2010-2040.................................................................................... 98

2.1.1

Proyecciones de la oferta y demanda del etanol anhidro........................... 98

2.1.2

Proyecciones de la oferta y demanda del biodiésel.................................... 99

2.1.3

Escenarios considerados............................................................................. 99

2.1.3.1

Escenarios considerados para la producción de

etanol anhidro......................................................................... 100

2.1.3.1.1 Escenario optimista................................................ 100

2.1.3.1.2 Escenario tendencial............................................. 100

2.1.3.1.3 Escenario pesimista............................................... 101

Escenarios considerados para la producción de biodiésel....... 101

2.1.3.2

2.1.3.2.1 Escenario optimista................................................ 101

2.1.3.2.2 Escenario tendencial............................................. 102

2.1.3.2.3 Escenario pesimista............................................... 102

2.2 Modelo para Proyectar el Desarrollo del Parque de Generación de Electricidad

a Partir de Energías Renovables no Convencionales (2010-2040)........................... 103

2.2.1

Escenario optimista................................................................................... 106


2.2.2

Escenario tendencial................................................................................. 109

2.2.3

Escenario pesimista................................................................................... 110

3. Resultados de las Proyecciones para la Participación de las Energías Renovables

en la Matriz Energética..................................................................................................... 115

3.1 Proyecciones de Ingresos y Costos para los Principales Agentes Locales del

Mercado de los Biocombustibles-Periodo 2010-2040............................................ 115

3.1.1

Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local de biodiésel.............................................................................................. 115

3.1.1.1

Escenario optimista................................................................. 115

3.1.1.2

Escenario tendencial............................................................... 119

3.1.1.3

Escenario pesimista................................................................. 123

Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local

3.1.2

de etanol anhidro..................................................................................... 126

3.1.2.1

Escenario optimista................................................................. 126

3.1.2.2

Escenario tendencial............................................................... 130

3.1.2.3

Escenario pesimista................................................................. 133

3.2 Resultados de las Proyecciones para la Participación de las Energías

Renovables no Convencionales en la Generación de Electricidad al Sistema

Interconectado Periodo 2010-2040........................................................................ 137

3.2.1

Escenario optimista................................................................................... 137 3.2.1.1

3.2.2

3.2.3

del SEIN alta y moderada........................................................ 137

Escenario tendencial................................................................................. 142 3.2.2.1

Resultados para un escenario de demanda eléctrica

Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alto y moderado....................................................... 142

Escenario pesimista................................................................................... 147 3.2.3.1

Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alta y moderada........................................................ 147

4. Conclusiones.................................................................................................................... 153

4.1 Biocombustibles Líquidos...................................................................................... 153

4.2 Generación de Electricidad al SEIN con FERNC..................................................... 155

Bibliografía............................................................................................................................... 159

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PRESENTACIÓN Este documento de trabajo aborda la incorporación eficaz del uso de las energías renovables a la vida productiva del país. Esto es importante no sólo desde el punto de vista del medioambiente, dado el impacto creciente del llamado cambio climático y el agotamiento de los combustibles fósiles, sino también desde una perspectiva de soberanía energética. La inestabilidad de los precios internacionales del petróleo que se agudiza en el escenario de la crisis internacional no parece tener un fin cercano.

Lo central de la propuesta es mantener una economía próspera y sostenible, diversificando la matriz energética y construyendo capacidades, con una amplia gama de tecnologías energéticas limpias y eficientes, de baja emisión de carbono. Esto constituiría el motor de la prosperidad y un factor esencial para el crecimiento y el empleo. Señala Gamio que las tecnologías necesarias para alcanzar objetivos para el 2021 ya están a nuestro alcance. A pesar de que la implementación de estas tecnologías es más demorada por los altos costos iniciales que requiere, es necesario un apoyo decidido para crear oportunidades para el desarrollo de un mercado limpio y poder superar los obstáculos que frenan su ejecución. La tarea fundamental – según el autor- es facilitar la planeación estratégica del sistema energético con políticas de Estado a largo plazo que nos conduzcan a la transición del sistema energético. El trabajo de Gamio consta de cinco capítulos. El primero aborda el tema de las energías renovables y la estrategia nacional frente al cambio climático en el Perú. El segundo incluye su propuesta de estrategia nacional de mitigación de emisiones de GEI. El tercer capítulo desarrolla la idea sobre la futura matriz energética incorporando fuentes renovables. El cuarto revisa las oportunidades de creación de pequeñas y medianas empresas (PYME), en torno al desarrollo de las energías renovables y su alto potencial de generación de empleo. En el quinto se exponen los elementos que conforman el plan estratégico propuesto. El segundo texto de este documento de trabajo es desarrollado por Henry García. Se titula: “Escenarios para la participación de las energías renovables en la matriz energética en el mediano y largo plazo”. El autor recalca la importancia que tiene la incorporación de las fuentes de energía renovables en la matriz energética, a través de un proceso sostenible, en el cual puedan evaluarse sus impactos. El objeto del trabajo, se divide en dos grandes temas, por un lado trabaja los biocombustibles líquidos y hace un esfuerzo por calcular la dimensión de la incorporación de estos biocombustibles líquidos (etanol anhidro a partir de la caña de azúcar y biodiésel a partir del aceite de palma) en el mercado.

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Se incorporan dos estudios. El primero desarrollado por Pedro Gamio titulado “Elementos para el planeamiento estratégico de las energías renovables”. En este se elaboran los lineamientos para la formulación de un plan estratégico de energías renovables orientado a mitigar las emisiones de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) procurando ganar competitividad y sostenibilidad.

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En los últimos años, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció a través de la modificación del marco normativo existente, la creación de un mercado tanto para los biocombustibles líquidos como para la generación de electricidad a partir de energías renovables no convencionales. En el caso de los biocombustibles, se estableció para el etanol anhidro una mezcla del 7,8 por ciento de etanol con 92,2 por ciento de las gasolinas y en el caso del biodiésel una mezcla de 95 por ciento de diésel con 5 por ciento de biodiésel.

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En el caso de la generación de electricidad, se determinó que el 5 por ciento de la demanda eléctrica debe ser abastecida mediante energías renovables no convencionales, las cuales se adjudicarán mediante licitaciones a desarrollarse cada tres años. En ambos casos, se necesitan establecer cuáles son los impactos bajo diversos escenarios de la implementación de los mencionados dispositivos en los diferentes agentes que participan en la cadena tanto de los combustibles líquidos para uso automotor, como en la producción y generación de electricidad. En el estudio también se evalúan los impactos de posibles incrementos del precio de los combustibles o en un aumento en el precio de las tarifas eléctricas. En cuanto a la generación de electricidad a través de las Fuentes de Energías Renovables no Convencionales (FERNC), el autor trabaja teniendo por referencia principal a las recientes subastas realizadas por el Ministerio de Energía y Minas, las cuales incorporan al sistema interconectado diversos proyectos con tecnologías que utilizan la energía eólica, solar fotovoltaica, microhidroenergía y biomasa. Éstas como alternativa a la dependencia de los combustibles fósiles y a las demandas de energía de zonas rurales y aisladas en particular. Se construyen diversos escenarios (optimista, tendencial, pesimista) los cuales toman como referencia estudios realizados en estos temas por instituciones como la Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura (FAO), el Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo (SNV), la Pontificia Universidad Católica del Perú (PUCP) en convenio con la Fundación Suiza de Cooperación para el Desarrollo Técnico (SWISSCONTACT), entre otros. El trabajo se divide en cuatro capítulos. El primero se ocupa de la política energética y las energías renovables haciendo un análisis histórico del sector energía en el Perú. El segundo capítulo desarrolla modelos para proyectar el desarrollo de los biocombustibles líquidos y el parque de generación de electricidad a partir de FERNC para el periodo 2010-2040. En el tercero se muestran los resultados de las proyecciones para la participación de las energías renovables en la matriz energética y en el cuarto las conclusiones a las que arriba el autor. Esperamos que el presente documento de trabajo sirva para motivar la discusión y el debate sobre estos temas de gran actualidad que interesan tanto al público en general como a los profesionales involucrados en las actividades del sector energía. Lima, diciembre del 2011 Germán Alarco Tosoni Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico


Elementos para el Planeamiento EstratĂŠgico de las EnergĂ­as Renovables

Pedro Gamio


introducción Es imperativo ejecutar una estrategia de mitigación multisectorial y transversal frente al cambio climático y con ella buscar la prevención de desastres, sostenibilidad, seguridad alimentaria y competitividad del país. Para lograrlo no basta con tener un gran potencial de recursos, además de ello hace falta un componente fundamental, que es la tecnología. El cambio climático, la seguridad del abastecimiento energético y la competitividad son retos indisociables que presentan múltiples facetas y requieren una respuesta coordinada y articulada.

Desde las sucesivas crisis del precio del petróleo en las décadas de 1970 y 1980, se ha disfrutado de un abastecimiento energético abundante y relativamente barato. La fácil disponibilidad de recursos nos ha hecho dependientes de los combustibles fósiles, además del poco interés que ha existido por la innovación y la diversificación. El volúmen de recursos dedicados a la investigación en el país es muy pequeño. La asimilación de nuevas tecnologías energéticas por el mercado se ve dificultada también por distintas razones, que se deben superar. Entre ellos podemos identificar problemas de grupos de interés, aceptación del conjunto social y, con frecuencia, costos iniciales para integrarse en el sistema energético. Los obstáculos administrativos completan este marco poco propicio para el ingreso de las energías renovables alternativas. Si bien es cierto que las tecnologías con energías renovables no llevan aparejados beneficios comerciales a corto plazo, se hace necesario y está plenamente justificado el papel regulador y promotor del Estado en apoyo de la innovación energética y la sostenibilidad. Por ello se aprobó el Decreto Legislativo N.° 1002, que promueve el uso de energías renovables alternativas. En un mundo en que se limitan las emisiones de carbono, el dominio de la tecnología determinará cada vez más la prosperidad y la competitividad. Las decisiones que se adopten tendrán profundas repercusiones en la seguridad del abastecimiento energético, en el cambio climático, el crecimiento y el empleo. Para ilustrarnos acerca de la magnitud del problema, recordemos que el Informe Stern estima que el costo de la actuación podría limitarse a alrededor del 1 por ciento del PBI mundial anual, mientras que la inactividad podría implicar para el PBI mundial una pérdida anual comprendida entre el 5 por ciento y el 20 por ciento.

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Dentro de las estrategias que se vienen desarrollando como país están las políticas y medidas de largo alcance, para lo que deben definirse objetivos que sean vinculantes para el 2021 y en adelante, por ejemplo, disponer que las energías renovables alternativas representen un tercio de la matriz de energía como mínimo. Esto dentro de un mercado competitivo de la energía, donde el uso de la tecnología de punta es fundamental para alcanzar los objetivos de la política energética.

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El objetivo es mantener una economía próspera y sostenible, diversificando la matriz energética y construyendo capacidades, con una amplia gama de tecnologías energéticas limpias y eficientes, de baja emisión de carbono. Esto constituiría el motor de la prosperidad y un factor esencial para el crecimiento y el empleo. Se trata de aprovechar las oportunidades asociadas al cambio climático.

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Las tecnologías que contribuirán a alcanzar los objetivos para el 2021 ya están disponibles. No obstante, aquellas que usan energías renovables con bajo nivel de emisión de carbono tropiezan con obstáculos de penetración en el mercado, ya que suelen tener altos costos iniciales, lo que representa un freno para su asimilación por el mercado. Por consiguiente, se requiere un enfoque proactivo de apoyo encaminado a crear oportunidades, estimular el desarrollo del mercado limpio y superar los obstáculos que frenan su implantación.

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La tarea fundamental es facilitar la planificación estratégica del sistema energético para garantizar un enfoque que perdure en el tiempo, con políticas de Estado de largo plazo, que visualicen y trabajen la transición hacia el sistema energético del futuro. Para ello, es necesario optimizar la recopilación y el intercambio de conocimientos, a fin de respaldar una política adecuada en materia de tecnologías energéticas y orientar las decisiones de inversión. Se debe garantizar la coherencia y la predictibilidad en las políticas públicas y el sistema jurídico. Los políticos deben empezar a tomar decisiones de forma más estructurada y orientada a los objetivos; se necesita una nueva estructura de gobernanza. Es esencial estar conectados a las redes científicas mundiales, para lo cual hay que abordar dos retos: i) Movilizar recursos financieros para la investigación; y ii) lograr que las actividades de formación y educación proporcionen recursos humanos en la cantidad y calidad requeridas para aprovechar plenamente las oportunidades. Estudios recientes (tales como el Informe Stern, los informes del Grupo Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) y los realizados por la Agencia Internacional de la Energía) confirman que un aumento mundial de la inversión en investigación e innovación en el sector energético, hasta como mínimo el doble de los niveles actuales, proporcionará beneficios sustanciales. El potencial disponible y el uso de la tecnología constituyen los pilares fundamentales de las políticas relativas a la energía y al cambio climático, y es fundamental reducir la dependencia del consumo de petróleo y el carbón. Los objetivos en materia de política energética deben tener carácter vinculante, que asegure continuidad, esfuerzos de investigación e innovación; una política de Estado. Una estrategia de mitigación debe apoyarse en cobeneficios locales y sinergias para el crecimiento económico, la gestión de los recursos renovables y no renovables, la calidad ambiental local, y la política de adaptación; lado a lado con una política proactiva de mitigación global que use la propuesta peruana de mitigación —que el Perú debe aprobar y ejecutar— para reducir el impacto que el país sufre al cambiar su régimen climático. En definitiva, un esfuerzo de mitigación local debe apoyarse en una política exterior de promoción de la mitigación global.


capítulo

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Energías renovables y estrategia nacional frente al cambio climático en el Perú

En el Perú vivimos una controvertida situación ambiental, que se debe a la contaminación creada por la actividad humana y los efectos del calentamiento global; todo ello agudiza el cuadro de extrema pobreza. El país enfrenta un gran desafío en la búsqueda del desarrollo; por ello debe entender su territorio, así como conocer los recursos físicos, naturales, culturales y sociales que lo componen. Es un imperativo el desarrollo de la planificación estratégica socioambiental en las actividades económicas. En nuestro país hace falta pensar en el mediano y largo plazo, así como en políticas públicas articuladas a favor de un ambiente sano y un desarrollo sostenible. La institucionalidad ambiental tiene una estrecha relación con el desarrollo sostenible y la superación de la pobreza. Si no generamos capacidad de gestión de los recursos con criterios de sustentabilidad, el cambio climático puede tener un costo mucho más alto para el país. Una mejor y mayor institucionalidad nos permitirá tener capacidad de respuesta para ejecutar una adecuada estrategia de mitigación y un plan de adaptación al cambio climático. La precariedad institucional del Estado, aunque es un problema que desborda nuestro análisis, afecta la institucionalidad ambiental. Además, todavía subsisten problemas en la asignación de competencias en los sectores y niveles de gobierno. Por ello es imperativo fortalecer la capacidad institucional de la autoridad ambiental en el país, en el marco del proceso de descentralización y modernización del Estado. La descentralización debe ser entendida como un proceso económico y técnico de construcción de capacidades locales y regionales, y no sólo la asig-

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El Estado peruano debe promover el desarrollo sostenible, basado en la interacción y búsqueda del equilibrio entre la eficiencia económica, la equidad social y la conservación del ambiente. Se trata de mejorar la calidad de vida de las personas a partir de un manejo responsable y sostenible de los recursos naturales. La Constitución Política del Perú establece que la defensa de la persona humana y el respeto de su dignidad son el fin supremo de la sociedad y el Estado. Del mismo modo, toda persona tiene derecho a la paz y la tranquilidad, al disfrute del tiempo libre y al descanso, así como a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida.

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nación de mayor presupuesto. Esto, a su vez, debe ir de la mano con el desarrollo de sistemas de monitoreo y evaluación de las políticas y normas ambientales. En paralelo se debe: Fortalecer mecanismos de participación ciudadana en la gestión ambiental del Estado.

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Fortalecer la gestión ambiental para promover la competitividad, entendida como un proceso productivo más limpio y sostenible, tomando en consideración los criterios de huella ecológica en los negocios.

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Promover las ventajas competitivas de la diversidad biológica y la configuración del territorio. Elaborar, actualizar y valorar el inventario de recursos naturales renovables, los conocimientos tradicionales y servicios ambientales. Promover alianzas estratégicas tripartitas Estado-Universidad-Empresa. Promover la meritocracia y el desarrollo de capacidades científicas y tecnológicas para enfrentar riesgos, problemas, tensiones, conflictos y posibles peligros para la salud, el ambiente y la diversidad biológica. Considerar la transversalidad de la Política Nacional del Ambiente que involucra a todos los sectores productivos y extractivos, el sistema educativo y la seguridad nacional. Del fortalecimiento de la institucionalidad depende la propia gobernabilidad y la seguridad ambiental, que es el grado en el cual un sistema es capaz de hacer frente a los efectos adversos del cambio climático. Adicionalmente, dentro de un enfoque ecosistémico se deben utilizar instrumentos, como la evaluación ambiental estratégica, la zonificación económica ecológica, el ordenamiento territorial ambiental y la evaluación del impacto ambiental dentro de un enforque sistémico. En síntesis, el país enfrenta problemas de fortaleza institucional que limitan la posibilidad de respuesta y gestión eficiente frente a la contaminación y deterioro creciente de sus ecosistemas. Este deterioro ambiental, valorizado en 8 200 millones de soles, correspondientes al 4 por ciento del PBI (2003), (Mundial, mayo 2007), afecta a los espacios rurales y entornos urbanos, que sufren la degradación ambiental vinculada principalmente a la contaminación del agua, contaminación del aire en exteriores e interiores, desastres naturales, degradación de suelos, deforestación, acumulación de residuos sólidos, entre otros.


A estos aspectos ambientales netamente locales, se deben sumar los efectos del cambio climático, los cuales se proyectan en 4,5 por ciento de pérdida del PBI al 2025 (Andina, 2008). Por ello, un aspecto relevante es la vulnerabilidad de nuestro país frente a los impactos del cambio climático, que lo coloca entre los países más vulnerables en el mundo, no obstante de ser causante de sólo el 0,4 por ciento de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero. Actualmente su impacto ya se siente: los glaciares han retrocedido un 22 por ciento en los últimos 30 años afectando nuestra disponibilidad de agua a futuro. Los modelos de escenarios climáticos indican que el Fenómeno del Niño podría ser más intenso y más frecuente. Se ha percibido un aumento en la recurrencia de sequías y heladas en cuencas de gran importancia por ser proveedoras de alimentos del país.

Una estrategia de mitigación debe apoyarse en cobeneficios locales y sinergias para el crecimiento económico, la gestión de los recursos renovables y no renovables, los impactos sobre la calidad ambiental local y la política de adaptación. Todo ello con una política proactiva de mitigación global que use la propuesta peruana —que se debe aprobar y ejecutar— para reducir el impacto que el país sufre al cambiar su régimen climático. En este sentido, un esfuerzo de mitigación local se apoyaría en una política exterior de promoción de la mitigación global.

1.1. Principales Fuentes de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) 1.1.1 Categoría cambio de uso de suelo y silvicultura

Sector forestal Según el último inventario nacional al año 2000 (Calvo, 2009), en términos globales, el sector cambio de uso de suelo y silvicultura es el que aporta la mayor proporción de emisiones de GEI en el Perú con el 47 por ciento. De este sector, la categoría que generó la totalidad de las emisiones fue la conversión de bosques y pasturas (deforestación) que aportó en el año 2000 con 110 060 gigagramos (Gg) de dióxido de carbono (CO2). Por otro lado, se han reportado 53 541 Gg de CO2 removidos por cambios en biomasa forestal o stock leñoso. Con respecto a la deforestación —primera fuente de emisiones de GEI del país—, se estima que en el año 2000 eran más de siete millones de hectáreas deforestadas, con una tasa de deforestación anual de 150 000 ha. Las

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Ignorar la necesidad de la mitigación, enfocándose tan solo en la adaptación y la necesidad de una compensación por estos impactos, ofrece el riesgo de que el país no pueda manejarlos en el largo plazo, así se cuente con medidas de compensación debido a la magnitud de los mismos. Esto será sufrido principalmente por los sectores más pobres de la población.

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principales causas de la deforestación son la agricultura migratoria y la ganadería; la construcción de carreteras o vías de penetración sin un plan de manejo ambiental o autoridad que las fiscalice; la minería informal, que es devastadora en algunas zonas específicas; y el narcotráfico.

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No se ha encontrado información que cuantifique la deforestación de manera desagregada por causas. Sin embargo, en junio del 2009, la Comisión Nacional para el Desarrollo y Vida sin Droga (DEVIDA) ha reportado una estimación de 2,5 millones de hectáreas deforestadas por cultivos ilícitos. En el tema forestal son tres las líneas a seguir con el objetivo de mitigar el avance de la deforestación, éstas son: 1) plantaciones forestales; 2) manejo forestal; y 3) conservación de bosques. Todo ello demanda la presencia del Estado y una gestión moderna y eficiente.

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1.1.2 Categoría Consumo de Energía El segundo lugar en aportación de emisiones de GEI lo ocupa la categoría consumo de energía, con el 21 por ciento del total. Entiéndase por sector energético a aquel que implica el consumo de energía y engloba —adicionalmente— a la generación eléctrica e hidrocarburos, a los sectores transporte, industria, comercial y doméstico en sus procesos de combustión de combustibles. La matriz energética del país ha evolucionado en los últimos años; así pues, el rápido incremento en la participación del gas natural (GN) se debe a la modificación del contrato de Camisea a finales del 2006, estableciéndose topes y dándole predictibilidad al precio del gas en el mercado interno. Antes de la entrada del gas de Camisea (2002), el 69 por ciento de la energía de uso comercial provenía del petróleo, 7 por ciento del gas (natural y gas licuado de petróleo-GLP) y 14 por ciento de energías renovables (hidroenergía). En el año 2008, con el gas natural, la participación del petróleo disminuyó a 53 por ciento y se incrementó la participación del gas a 27 por ciento. En el año 2008, el Viceministro de Energía de entonces trazó como meta repartir proporcionalmente para el año 2021 (50 por ciento c/u) la participación de hidrocarburos y las energías renovables. En ese sentido, emitió una normativa para —de la mano con un uso más eficiente del gas natural— fomentar el desarrollo de proyectos de energías renovables, principalmente hidroenergía y complementariamente eólica y otras renovables; al mismo tiempo se obligó al uso de biocombustibles. Sin embargo, a la fecha*, con la adminis*

Nota del editor: este trabajo se concluyó en diciembre de 2010.


tración del Ministro Sánchez no está claro el rumbo del sector, habiéndose desacelerado parte de las iniciativas antes mencionadas. Aunque recientemente se aprecia algún nivel de rectificación.

Sector transporte

La edad promedio de los vehículos diésel es de más de 15 años: debido a que no contamos con incentivos para la renovación del parque automotor. Por más de una década se ha permitido e impulsado la importación de vehículos usados, destacando los autos livianos convertidos al uso del diésel. Por otro lado, se grava con impuestos a la propiedad a los vehículos nuevos durante los primeros tres años de uso, quedando libres de carga tributaria de cualquier índole pasado este tiempo. Finalmente, no se ha implementado aún el ya normado bono del chatarreo. Escaso mantenimiento: por una falta de mecanismos para la inspección vehicular, pese a las recientemente instauradas revisiones técnicas en Lima que deben certificar el control de calidad de sus procesos. Consumo de combustibles: la estructura de precios de los combustibles promovió en los últimos años la migración del parque automotor diésel, lo que propició que el 66 por ciento de la energía consumida por el sector provenga de este combustible. Cabe resaltar la promoción del uso del gas natural vehicular (GNV), que con un programa de incentivos ha logrado alcanzar en sólo dos años el 2 por ciento del consumo energético del sector, con una clara tendencia al crecimiento para el futuro próximo. Cerca del 10 por ciento de la flota vehicular ha migrado al uso de GNV 83 000 vehículos y a GLP 70 000.

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Dentro de la categoría consumo de energía, el subsector que aporta emisiones en mayor medida es el de transporte, que reporta una emisión por procesos de combustión de 9 881 Gg de CO2 para el año 2000. Estas emisiones corresponden en un 94 por ciento al transporte terrestre carretero y el restante al transporte ferroviario, aéreo y acuático. El transporte terrestre está compuesto por un parque automotor nacional de 1 600 000 vehículos, según estadísticas de la Superintendencia Nacional de los Registros Públicos (SUNARP) al año 2007, de los cuales el 60 por ciento circula en Lima y Callao. Las características generales del parque automotor relacionadas con las emisiones generadas son las siguientes:

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Adicionalmente a las características propias de los vehículos, el sector presenta serios problemas de ordenamiento en el transporte y la circulación terrestre. Lima Metropolitana, que concentra el 60 por ciento del parque automotor, no cuenta con un sistema de transporte público masivo eficiente ni vías rápidas, señalizaciones o semaforización que facilite la circulación urbana. No obstante, se tiene previsto la implementación del Corredor Segregado de Alta Capacidad (COSAC) y el tren eléctrico, aunque estos proyectos están tardando en entrar en ejecución u operación. A esto se suma la falta de cultura en la seguridad vial y falta de respeto a las reglas y a la autoridad, por ello las carreteras son una de las principales causas de muerte en el país.

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Finalmente, la principal barrera que retrasa la entrada de vehículos de mejor tecnología (y menos emisiones) es la mala calidad de los combustibles que se comercializan en el país, salvo Lima Metropolitana y Callao. A la fecha, se sigue comercializando diésel mayoritariamente de 5 000 partes por millón (ppm) de azufre y, en todo el país, gasolina con contenido de azufre de 300 a 1 000 ppm, según reporte de fines del año 2008 del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Minera (OSINERGMIN).

Sector industria Dentro de la categoría consumo de energía, la industria manufacturera y la pesca contribuyen con 3 248 Gg y 2 121 Gg de CO2, respectivamente, correspondientes al consumo de combustibles. Sin embargo, el sector industrial también aporta GEI a través de los procesos industriales y la transformación de la materia prima (categoría procesos industriales). En este rubro se emiten 7 839 Gg de CO2 correspondientes al 7 por ciento de las emisiones totales de GEI del país. a. Industria pesquera Las emisiones correspondientes al sector pesquero están directamente relacionadas con el consumo de combustible y se desagregan de la siguiente manera:

• E l 73 por ciento proviene de las plantas de procesamiento, principalmente de las calderas. El Balance Nacional de Energía (BNE) del 2007 reporta que este sector tiene un consumo de más del 70 por ciento de petróleo industrial, aunque se manifiesta un ingreso del GNV y el GLP.


• E l 27 por ciento proviene de las embarcaciones pesqueras, las cuales tienen una antigüedad superior a los 30 años con un limitado mantenimiento y/o reposición de maquinaria.

b. Industria manufacturera Las emisiones de la industria manufacturera se desagregan en dos grandes grupos: por combustión y por procesos.

Dentro de las emisiones por combustión, los sectores que aportan la mayor proporción son las cementeras (36 por ciento), las siderúrgicas (11 por ciento) y las ladrilleras (11 por ciento), seguidas de otros como la industria textil (8 por ciento), papel (8 por ciento) y vidrio (7 por ciento). El resto de sectores industriales aporta con menos del 5 por ciento cada uno.

Por otro lado, de las emisiones generadas por el proceso de transformación de la materia prima, el 74 por ciento proviene de la producción de metal, específicamente de la fundición de hierro (77 por ciento) y producción de hierro y acero (20 por ciento). El 25 por ciento restante proviene de la producción de minerales, donde nuevamente las cementeras aportan el 90 por ciento de las emisiones. Las emisiones de las cementeras y siderúrgicas provienen de pocas fuentes de mayor tamaño y capital, las cuales tendrían mayores facilidades para alcanzar mejores niveles de eficiencia energética y, como consecuencia, reducir sus emisiones.

Sin embargo, cabe resaltar que según los resultados del último censo manufacturero, de más de 110 000 empresas manufactureras evaluadas, el 96 por ciento son microempresas; de ellas, más del 50 por ciento están concentradas en Lima.

En el sector industrial, en general, se viene promoviendo la eficiencia energética a través de iniciativas como el Programa de ahorro de energía del Ministerio de Energía y Minas. Según el BNE 2007, en el periodo 1995-2007, la intensidad energética total se redujo en 23 por ciento y el sector productivo bajó en conjunto 6 por ciento, lo que significa un menor consumo de energía para producir una unidad de PBI.

En materia ambiental, el sector reporta en su último censo manufacturero (2007) que sólo el 7 por ciento de las empresas cuentan con un estudio ambiental, a pesar de que el tema se aborda sectorialmente desde el año 1997 con la aprobación del

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Reglamento de Protección Ambiental para las Actividades del Sector Manufacturero y, desde el año 2001, con el Régimen de Sanciones e Incentivos. Asimismo, se cuenta con un Plan Nacional Ambiental del sector aprobado en el año 2004.

Sector energía

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Las emisiones generadas por actividades de generación eléctrica e hidrocarburos aportan el 12 por ciento de las emisiones provenientes del consumo de energía correspondientes a 3 083 Gg de CO2 eq. De este total, la generación eléctrica para el mercado aporta el 68 por ciento; la producción de hidrocarburos, el 23 por ciento; y la generación eléctrica para uso propio, el 9 por ciento.

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La generación eléctrica para el mercado, según el BNE 2007, se distribuyó así: el 50 por ciento para hidroenergía, 38 por ciento para gas natural y el 12 por ciento restante entre carbón residual y diésel. Se dieron incentivos a la generación térmica a gas, como la exoneración del Impuesto General a las Ventas (IGV) e Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) y la reducción de la garantía para la obtención de las autorizaciones para la generación. A partir de 1998 se desincentivaron las inversiones en hidroeléctricas, suspendiendo el otorgamiento de nuevas concesiones. Es importante y urgente aplicar normas como el Decreto Legislativo N.º 1041, inexplicablemente postergado, que lleven a una utilización más eficiente del gas natural, como la inversión en turbinas a vapor para el ciclo combinado de generación eléctrica y priorizar el uso del gas en el transporte, hogares y la industria. a. Energías renovables

En el año 2007, la generación eléctrica con fuentes renovables no convencionales, específicamente con viento, fue de menos del 1 por ciento. Con el objetivo de promover la inversión en energías renovables y después de más de un año de haber presentado un proyecto al Congreso y sustentarlo en varias oportunidades, dada su importancia, se aprobó el Decreto Legislativo N.° 1002, y se llegó a terminar el mapa eólico del país, determinándose las zonas de mayor potencial para el desarrollo de parques. De manera general, se estimó un potencial eólico del Perú de 22 000 MW. Hasta inicios del 2009, el MEM ha entregado más de 60 concesiones temporales para la ejecución de estudios para el desarrollo de centrales eólicas, distribuidas principalmente en la costa del país.


Por otro lado, el Atlas de Energía Solar del Perú, a disposición de cualquier interesado, demuestra que tenemos un potencial de energía solar promedio de 5,24 kWh/m2. El Atlas indica una elevada radiación solar anual en la sierra de aproximadamente 5,5 a 6,5 kWh/m2, de 5,0 a 6,0 kWh/m2 en la costa y de aproximadamente 4,5 a 5,0 kWh/m2 en la selva.

En geotermia se avanzó con el estudio de prefactibilidad de dos prospectos en Tacna y se culminó el Plan Maestro de Energías Renovables en Zonas Rurales. Asimismo, se fijaron porcentajes obligatorios para los biocombustibles.

Por otro lado, se iniciaron estudios de bioenergía y se formó una comisión transectorial para la promoción y regulación de los biocombustibles.

Finalmente, el potencial hidroeléctrico del país fue evaluado en el año 1979 por la Agencia de Cooperación Técnica Alemana (GTZ), estimándose un potencial técnico aprovechable de 58 937 MW, del cual sólo se usa el 5 por ciento. No obstante, esta información se encuentra en proceso de actualización con ayuda del Banco Mundial (BM), requiriéndose una versión moderna del mapa hidroenergético.

1.1.3 Categoría Agricultura

© Walter Wust

Las emisiones de GEI de la agricultura (sin considerar el consumo de combustible) corresponden a emisiones de metano (CH4) y óxido nitroso (N2O) reportándose 579 Gg de CH4 y 34 Gg de N2O, correspondientes a un total de 22 por ciento, para el año 2000,

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equivalentes a 22 699 Gg de CO2eq. El 85 por ciento de las emisiones de CH4 provienen de la fermentación entérica, con el ganado vacuno como principal contribuyente, mientras que más del 90 por ciento de las emisiones de N2O provienen de los suelos agrícolas.

1.1.4 Categoría Desechos

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Se estima que en el Perú se generan 22 400 toneladas diarias de residuos sólidos domésticos, de los cuales solo el 17 por ciento se dispone adecuadamente en rellenos sanitarios; el resto va a parar a botaderos informales. Según información de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA) del Ministerio de Salud, a diciembre del 2008, existían sólo nueve rellenos sanitarios, lo que hace de éste un tema crítico que requiere de acciones de reciclaje eficaces y el tratamiento y procesamiento adecuados de la basura orgánica e inorgánica, basados en el uso racional, económico y sostenible de los recursos.

©ANDINA

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Esta categoría emite 327 Gg de CH4 equivalente a 6 867 Gg de CO2. El 90 por ciento de las emisiones provienen de los residuos sólidos depositados en rellenos sanitarios o botaderos y de éstos, el 60 por ciento son generados en Lima Metropolitana.


capítulo

2

Hacia una propuesta de estrategia nacional de mitigación de emisiones de GEI

2.1 Antecedentes

Para lograr avances en relación con la capacidad de respuesta del país frente a los efectos del cambio climático, es fundamental desarrollar una estrategia de mitigación, que comprenda un conjunto de políticas y medidas de reducción que se agruparían en programas, o medidas nacionales apropiadas de mitigación.

2.2 Líneas de Acción Hay tres líneas de acción que se deben considerar: 1. La integración de la política de mitigación dentro de un esfuerzo internacional con metas ambiciosas de mitigación. 2. Un enfoque en las áreas en las que existen co-beneficios en términos de crecimiento económico, mejoras ambientales locales y de adaptación. 3. Un indispensable incremento en la capacidad del Estado y la administración pública para enfrentar el problema, y de la sociedad civil peruana para percibirlo y actuar, en consecuencia, como aliado estratégico. La estrategia de mitigación considera una línea base de acción y un conjunto de políticas y medidas de reducción, los que se agruparían en programas o Medidas Nacionales Apropiadas de Mitigación (MENAMA). Es-

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A la fecha el Perú se encuentra en proceso de aplicación de su 2da. Comunicación Nacional a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. En este proceso se han desarrollado tres líneas de acción: 1) La estrategia de adaptación del país a los efectos del cambio climático; 2) la cuantificación de las emisiones de GEI a través del inventario nacional con la correspondiente definición del Sistema Nacional de Inventario de Emisiones de GEI; y 3) la Estrategia Nacional de Mitigación de Emisiones de GEI.

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tarían coordinadas por el Ministerio del Ambiente con la participación de los ministerios y organizaciones involucradas, además de la sociedad civil. Las MENAMA agruparían medidas por sectores, contabilizando y registrando en forma ad hoc todas las emisiones. Utilizarían para su monitoreo regular una versión mejorada del Sistema Nacional de Inventarios en línea, con la propuesta para la creación de dicho sistema.

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Los mecanismos de verificación y registro servirían para que terceros puedan comprobar dichas reducciones y formar parte de metas voluntarias verificables. En particular, dichas MENAMA combinarían los proyectos que se pueden ejecutar como Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), ya sea como MDL tradicional o programático. Nos referimos a aquellos que se podrían ejecutar con algún apoyo externo adicional, y a los que el país realiza por su cuenta como contribución a la mitigación global, a cambio de un incremento en la mitigación global. Las MENAMA combinan medidas e incentivos con proyectos y actividades generadas por ellos; por esta combinación es preciso señalar las acciones que se encuentran dentro del escenario de acción usual y aquellas otras que representan un esfuerzo adicional. En todos los casos, estas MENAMA deberían considerar un esquema sólido de coordinación e implementación de políticas, y otro de monitoreo, reporte y verificación. De esta manera se asegura que sus contenidos se ejecuten, y que sus resultados puedan ser seguidos y verificados con el rigor requerido en cada caso. Además, al incluir proyectos, permitiría vender las reducciones generadas en los mercados relevantes de carbono. Una de las medidas nacionales apropiadas de mitigación es la del sector energía, que junto con el forestal y de uso de suelos tendrían un lugar central en la estrategia; por lo que debieran tener prioridad en su desarrollo. Cada MENAMA debe ser articulada a la Estrategia Nacional de Mitigación. Medidas en energía Se debe consensuar en la necesidad de una política de Estado en materia de energía para lograr el desarrollo sostenible del país. Para ello es necesario trabajar un planeamiento estratégico vinculante de mediano y largo plazo, hoy todavía inexistente. Una primera política energética es la diversificación de la matriz energética, ésta comprende: 1. Hidroenergía: se ha avanzado con la dación de los Decretos Legislativos N.° 1002 y N.° 1041, habiéndose retrasado su ejecución, por lo que se debe corregir la falta de continuidad y estabilidad de las políticas en curso. Una primera medida es convocar a más subastas o licitaciones especiales de largo plazo (hasta 20 años). Los proyectos hidroeléctricos


ganadores podrán acreditar su poder de mitigación de GEI y calificar para el MDL. En centrales con algún nivel de represamiento, que no califican para MDL, se debe evaluar cada caso y cuidar el tamaño del espejo de agua, buscando reducir y mitigar sus consecuencias sobre el ecosistema, la flora y fauna, en especial si se ubican en la Amazonía. Al mismo tiempo, resulta importante desarrollar un gran número de microcentrales hidroeléctricas en zonas rurales para —en un principio— atender a sistemas aislados, y luego al sistema interconectado, en la medida en que avanza la infraestructura de redes y desarrollo del sistema de transmisión y distribución. Es importante valorar, de modo adicional, la diversificación de las fuentes de generación, reduciendo el consumo de petróleo y después de gas en la generación eléctrica.

3. Gas natural: el gas es una fuente secundaria que nos permite reducir emisiones en el sector transporte, industria y hogares, por lo que su uso debe orientarse hacia estos sectores y procurar que las energías renovables sustituyan al petróleo en la generación eléctrica. Además, la generación térmica a gas debe ser, básicamente, en ciclo combinado, poniendo un límite racional a su crecimiento; de este modo, hacemos un uso eficiente del gas como recurso no renovable y le damos valor agregado. No olvidemos la petroquímica del metano y del etano, esta última —todavía no existente y menos aprovechada— permite conseguir hasta 20 veces más ingresos para el país que su venta o exportación del gas como materia prima. 4. Geotermia: el país ha avanzado con el estudio de prefactibilidad de dos proyectos sobre potencial geotérmico en el departamento de Tacna, estando pendiente el desarrollo del Plan Maestro de Geotermia, para avanzar en el aprovechamiento de esta fuente de energía presente en por lo menos cuatro departamentos del país. 5. Solar: en la Amazonía y en el Ande, la energía solar —sola o combinada con otras fuentes renovables— resulta una herramienta eficaz para el acceso a la energía de muchos centros poblados aislados. No olvidemos que hay más de cinco millones de peruanos sin energía eléctrica.

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2. Eólica: con el mapa eólico, se ha mostrado el gran potencial que el país tiene, fundamentalmente en la costa. Estas subastas especiales para las energías alternativas, como la eólica, califican para un MDL programático que el Perú debe desarrollar, porque optimizan su rentabilidad y aceleran la gestión para la construcción de los parques eólicos. Ha sido un gran paso la primera subasta de energías alternativas y se ha evidenciado que muchas críticas y objeciones están basadas en el desconocimiento de las nuevas tecnologías.

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Asimismo, en los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna, la radiación solar permite comenzar a trabajar aprovechamientos mayores, considerando el avance tecnológico y la reducción de costos.

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6. Eficiencia energética: el diseño de políticas de eficiencia energética es considerado hoy una energía renovable más y puede traer consigo la reducción de costos y emisiones por el manejo de tecnologías modernas y un adecuado uso de los recursos. La energía que ahorramos beneficia a los sectores que todavía no logran el acceso a este bien. Las cocinas mejoradas en zonas rurales, los focos ahorradores con garantía de fábrica, la reforma del transporte público y el etiquetado de electrodomésticos son tareas necesarias de ejecutar dentro del desarrollo de un MDL programático. Falta establecer límites mínimos de eficiencia en la producción y el consumo de energía. 7. Desarrollar y ejecutar políticas de promoción de la bioenergía. Otros aspectos a tomar en cuenta son: 1. En la formulación de los balances regionales y nacionales de energía e inventario de emisiones se debe evaluar y monitorear los avances del Plan Maestro de Energías Renovables para Zonas Rurales, y cumplir de una vez el mandato de la Ley de Renovables. Hay que desarrollar un plan de energías renovables específico para la atención del sector moderno de la economía nacional, a través del Sistema Interconectado Nacional. 2. Debemos ser más agresivos en la tarea de capacitar a los agentes económicos en eficiencia y ahorro de energía, brindándoles capacitación técnica y líneas de crédito. Asimismo, a los sectores rurales y marginales de la población enseñar el uso productivo de la energía. El reglamento actual de electrificación rural obliga a que el 1 por ciento de cada presupuesto se destine a capacitar en los usos productivos a la población beneficiada con el acceso a la energía; esto debe optimizarse, de la mano con la concesión eléctrica rural. 3. Se debe orientar el desarrollo de la industria con el avance de los límites máximos permisibles, la esperada dación de la Ley de Aire Limpio, el riguroso cumplimiento del cronograma de reducción del contenido de azufre en el diésel, cumplimiento del Índice de Nocividad de los Combustibles, que orienta la tributación a gravar menos a los combustibles más limpios que incorporan la emisión de GEI en su formulación. 4. La reingeniería del Plan de electrificación rural, en la búsqueda de un uso mayor y más eficiente de los recursos energéticos renovables de


los más de 40 000 pequeños centros poblados aislados, donde difícilmente llega la red convencional. La capacitación en usos productivos es clave para estimular la configuración o desarrollo de mercados y cadenas productivas (articular cocinas mejoradas, viviendas bioclimatizadas, uso de energías renovables en invernaderos, cobertizos y viviendas). ©ANDINA

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capítulo

3

Futura matriz energética incorporando fuentes renovables

La estrategia se plantea también con el objetivo de poner al Perú en una posición de avanzada en la negociación internacional, e incrementar su capacidad de influencia para que otros grandes emisores reduzcan sus emisiones y, en consecuencia, se reduzcan también los impactos futuros sobre el clima del país. Junto con ello se busca competitividad y sostenibilidad en el mediano y largo plazo. La estrategia sugiere privilegiar los esfuerzos de mitigación en aspectos en los cuales el Perú cuenta con activos valiosos en el escenario mundial, como la Amazonía. Y también a otros casos, en los cuales se combinan potenciales significativos de reducción con crecimiento económico, co-beneficios y beneficios locales. En esto, la política debe enfocarse en los sectores con mayores oportunidades de reducción a un menor costo, como es el caso específico de la energía. En paralelo, la estrategia sugiere desarrollar medidas y políticas para mejorar la capacidad de monitoreo, evaluación y verificación de las reducciones; incrementar la percepción de la población sobre el problema, y la capacidad del Estado y de la administración pública para implementarlos. La meta propuesta es lograr repartir proporcionalmente (50 por ciento cada uno) para el año 2021 la participación de hidrocarburos y las energías renovables. Esto nos asegurará un desarrollo sostenible al mejorar la calidad de vida de la gente y democratizar gradualmente el uso y acceso a la energía.

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La estrategia de mitigación debe posibilitar una más agresiva diversificación de la matriz energética con metas precisas en el corto, mediano y largo plazo, donde los instrumentos de gestión ambiental se articulen con la promoción y desarrollo de una economía de bajo carbono, fomentando el uso de energías limpias en el desarrollo de cualquier emprendimiento. Para ello, tiene que existir relación y coherencia con la política tributaria, regulatoria y de ordenamiento territorial y zonificación ecológica. Aquí, la tarea corresponde a los tres niveles de gobierno, nacional, regional y local; pero compromete al conjunto de la sociedad civil, que ha demostrado ser más creativo e innovador que el Estado, cuando se trata de acceder a la energía utilizando energías renovables.

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3.1 Uso y Potencialidad de las Energías Renovables

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Se denomina energía renovable a la que se obtiene de fuentes naturales virtualmente inagotables, unas por la inmensa cantidad de energía que contienen, y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales. Las energías renovables son la mejor opción para dejar de usar petróleo, porque es un recurso contaminante, cada vez más limitado, caro y agotable, y porque su empleo —en mayor o menor grado— origina gases de efecto invernadero que contribuyen a acelerar el cambio climático en el planeta. Sólo en el Perú, de acuerdo a las cifras del Balance Nacional de Energía (BNE), se liberan alrededor de 2 550 t/hora de CO2 debido al consumo de energía de combustibles fósiles.

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La energía renovable más económica en el Perú es la hidroenergía. Su potencial técnico es alrededor de ocho veces la potencia instalada actual que al 2008 alcanzaba los 7 158 MW, siendo sus costos de generación competitivos con la generación térmica. Otra fuente que a futuro se aprecia muy competitiva es la energía eólica, la cual en el país tiene un potencial aprovechable de cerca de tres veces la potencia instalada actual. Además tenemos la geotermia, la solar fotovoltaica y fototérmica, así como la bioenergía. Las energías renovables tienen los siguientes efectos positivos: a. Son intensivas en mano de obra por lo que generan empleo. b. Sirven para estimular la economía del país, a partir del desarrollo de un mercado con alta incidencia en la generación de empleo y en la mejora de la infraestructura. b. Contribuyen a mitigar los efectos del cambio climático. c. Contribuyen a diversificar la matriz energética del país y a mejorar la seguridad energética. d. Son inagotables, por tanto, pueden ser utilizadas permanentemente. e. Complementan eficazmente el Plan de Electrificación Rural, dando energía a muchos pueblos aislados donde no llega la red convencional. La gran pregunta es: ¿a quién perjudica usar eficientemente nuestro potencial de renovables? Afectará a la industria tradicional del petróleo y a quienes ganan más por marginar con carbón, petróleo o diésel en la generación eléctrica. Sin embargo, las renovables no dejan de ser la mejor so-


lución para ganar competitividad y aliviar y mitigar los efectos del cambio climático, junto con la promoción de actividades de eficiencia energética y el uso racional de la energía. No obstante la importante penetración del gas natural en el país, todavía tenemos una fuerte dependencia del petróleo, pues en el año 2008 importamos 2 500 millones de dólares en petróleo y diésel. Esto no guarda coherencia con nuestro potencial de energías renovables y gas natural, resulta una contradicción y una muestra de ineficiencia, no sólo desde la perspectiva del cambio climático, la Estrategia Nacional de Mitigación y la sostenibilidad del modelo, sino desde el punto de vista económico y de la propia competitividad del país.

El mayor potencial eólico en el Perú se ubica a lo largo del litoral, donde es frecuente encontrar zonas que registran velocidades del viento mayores a 5 m/s, que es la velocidad mínima para considerar económicamente factible la generación eléctrica a partir de este recurso (Velásquez, 2007). Esto se debe a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y de la cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región de la costa. De acuerdo al mapa eólico, la potencia eólica aprovechable del Perú se estima en algo más de 22 000 MW, sin considerar zonas en el mar. Las zonas de mayor potencial se ubican desde Ica hasta Tacna, por el sur; y desde Áncash hasta Tumbes, por el norte. De modo más específico resaltan (Cenergia, 2004): Yacila, Paita y Talara (Piura); Chiclayo (Lambayeque); Malabrigo y Trujillo (La Libertad); Chimbote y Pacasmayo (Áncash); San Juan de Marcona, Laguna Grande y Paracas (en Ica); Punta Atico (Arequipa); y El Ayro y Punta de Coles (Moquegua). Las primeras mediciones del potencial eólico con fines energéticos fueron realizadas por Electroperú, CORPAC (para navegación aérea) y SENAMHI. Esta última es la entidad oficial encargada de evaluar los registros de los vientos a nivel nacional. Actualmente el SENAMHI cuenta con un banco de datos de vientos a escala nacional, que le permite realizar estudios de energía eólica en algunos puntos del país a través de su Dirección General de Investigación y Asuntos Ambientales. A continuación se presenta un recuento de los principales trabajos orientados a evaluar el potencial eólico a nivel nacional:

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3.1.1 Energía eólica

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Atlas Eólico Preliminar de América Latina y el Caribe: Perú y Bolivia (vol. IV): preparado por Organización Latinoamericana de Energía (Olade) en 1983. Se basó en mediciones realizadas en 48 estaciones distribuidas por todo el país. Mapa de zonas con mejores posibilidades de explotación de aguas subterráneas mediante el uso de aerobombas: elaborado por el Afater/INAF en la década de 1980.

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Mapa eólico (incluido en el Estudio Nacional de Evaluación de Aerobombas): preparado por ITINTEC para el Banco Mundial en 1987.

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Atlas Eólico Preliminar: preparado por ELECTROPERÚ en la década del 1990. Mapa de potencial disponible de energía eólica (incluido en el Atlas Minería y Energía en el Perú): editado por el MEM desde el año 1995. Se basa en valores de velocidad del viento de 32 estaciones de medición. Mapa eólico preliminar (incluido en el documento interno Informe del Potencial Eólico del Perú): preparado por la DEP en 1998. Mapa eólico preliminar del Perú: preparado por ADINELSA en el 2007. Se basa en registros de 153 puntos de Electroperú y la Cooperación Italiana de ICU en el periodo 1985-1986; y datos de SENAMHI y CORPAC del período 1985-1993. Mapa eólico del Perú: elaborado para el MEM a través del Consorcio Metosim Truewind S.L. y Latin Bridge Bussiness S.A. De manera más específica, diversas instituciones han realizado evaluaciones de vientos en diversos lugares, destacando (Cenergia, 2004; Green Energy, 2005): Estudio meteorológico del departamento de Piura, realizado por el Instituto de Investigación Tecnológica Industrial y de Normas Técnicas (ITINTEC) en 1980. Estudio de vientos de Characato (Arequipa), realizado por ITINTEC en 1981. Estudio de vientos del departamento de Puno, realizado por la consultora alemana ITC a solicitud del Convenio GTZ-Corpuno entre 1982 y 1983.


Estudio de vientos de Lurín y Villa en Lima, realizado por ITINTEC en 1984. Estudio de vientos en Apurímac y Junín, realizado por ITINTEC en 1984. Medición del viento en Yacila (Piura), realizada por ELECTROPERÚ en 1994. Medición del viento en San Juan de Marcona (Ica), realizada por ELECTROPERÚ en 1994, ADINELSA entre 1998 y 2005, y ABB-Alemania entre el 2001 y 2002. Se registraron velocidades promedios de viento de 9 m/s.

Medición del viento en Pacasmayo (La Libertad), realizada por KLT Consult-Alemania entre el 2002 y 2003. Se registraron velocidades promedios de viento de 6,9 m/s. Medición del viento en Paita (Piura), realizada por KLT ConsultAlemania entre el 2002 y 2003. Se registraron velocidades promedios de viento de 7,8 m/s. Medición del potencial eólico de Los Perros (Piura), realizada por la empresa ecuatoriana ProViento S.A. se registraron velocidades promedios de viento de 7,4 m/s. Según los mapas eólicos del Perú calculados a 50, 80 y 100 m, respectivamente, las zonas con mayor potencial para generación eólica de gran capacidad están en la costa. Las regiones de Piura, Lambayeque e Ica son las que presentan mayores velocidades de viento promedio anual. La energía eólica puede complementar a la hidráulica, por cuanto es precisamente el periodo de estiaje el mejor momento de los vientos en la costa peruana, los mismos que tienen una vocación energética por su estabilidad y potencia.

3.1.2 Energía solar Según el Atlas de Energía Solar del Perú (SENAMHI, 2003), la zona de mayor potencial se encuentra en la costa sur, en las regiones de Arequipa, Moquegua y Tacna (entre los 16° y 18° de latitud sur), donde el promedio anual de energía solar incidente diaria estaría

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Medición de la velocidad del viento en Punta Malabrigo (La Libertad), realizada por la PUCP en 1995 y ADINELSA entre 1996 y 2005. Se registraron velocidades promedios de viento de 8 m/s.

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en un rango de 6,0 a 6,5 kWh/m2. Otras zonas con alta disponibilidad de energía solar diaria (entre 5,5 a 6,0 kWh/m2) se encontrarían en la costa norte, en las regiones de Piura y Tumbes (entre los 3° y 8° de latitud sur), y en gran parte de la sierra, sobre los 2 500 msnm.

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La zona que presenta bajos valores de energía solar en el Perú es la selva. En las regiones de Loreto, Ucayali y Madre de Dios, se registran valores de 4,5 a 5,0 kWh/m2, con una zona de valores mínimos en el norte de la Región Loreto (entre los 0° y 2° de latitud sur). No obstante, la alta dispersión de las poblaciones en estos lugares y su particular geografía (escasez de caídas hidráulicas y de recurso eólico) determinan que muchas veces la energía solar fotovoltaica sea la opción más conveniente en la selva, a pesar de la menor disponibilidad.

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Según el mes del año y la ubicación geográfica, la energía solar diaria acumulada se encuentra en un rango de 2 a 8 kWh/m2. Sobre esta base se podría afirmar que la media nacional rondaría los 5 kWh/m2. Esto es importante si se considera que valores iguales o superiores a 4 kWh/m2 hacen atractivo el uso de tecnologías de conversión fotovoltaica (CER UNI, 2005b). Por otra parte, una característica muy importante de la energía solar en el Perú es su constancia durante el año: los promedios mensuales no varían más del 20 por ciento (Horn, 2007). Además del Atlas de Energía Solar, se pueden resaltar otras importantes evaluaciones del potencial de la energía solar en el Perú. Entre ellas tenemos: Radiación Solar en el Perú, de C. Kadono, de la UNI en 1972; Estimación de la Energía Solar en el Perú, de J. Vásquez, publicado por Olade en 1987; Tabla de Radiación Promedio Anual, elaborada por OLADE en 1992; y el Atlas de Energía Solar del Perú, publicado por el SENAMHI y el MEM en el marco del proyecto electrificación rural a base de energía fotovoltaica en el Perú. Cabe mencionar, además, los trabajos de medición de energía solar realizados a principios de la década de 1980 por el SENAMHI, el Instituto Geofísico del Perú (IGP), la Universidad Nacional de Ingenieria (UNI), la Universidad Nacional Agraria La Molina (UNALM), el Instituto de Investigación Tecnológica Industrial y de Normas Técnicas (ITINTEC) y la Oficina Nacional de Evaluación de Recursos Naturales (ONERN) (Cenergia, 2004).

3.1.3 Biomasa La biomasa es una fuente de energía renovable llamada bioenergía, que se obtiene a partir de residuos agrícolas, agroindustriales, forestales y urbanos. Su aprovechamiento como energía final se da


de tres formas: 1) Como fuente de calor; 2) como energía eléctrica; y 3) como fuerza motriz para su uso en el transporte. La bioenergía puede obtenerse de forma gaseosa, sólida y líquida, a través de los llamados biocombustibles, e involucra materia prima, tecnologías, productos y equipamiento.

• Forestal:

- Bosques de libre disponibilidad (36,8 millones de ha): 767 580 GWh/año.

• Residuos:

- Agrícolas: 8 048 GWh/año.

- Pecuarios: 13 235 GWh/año.

- Vacuno: 4 800 GWh/año.

- Urbano (cuatro millones de personas): 2 908 GWh/año.

• Agroindustriales:

- Bagazo de caña: 4 700 GWh/año.

- Cáscara de arroz: 710 GWh/año.

- Residuos de aserraderos: 372 GWh/año.

La biomasa como fuente de energía tiene más posibilidades de utilizarse en sistemas aislados donde no hay otros recursos renovables. Existen tres grandes regiones donde la biomasa presenta un intere-

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En general puede decirse que el potencial de biomasa existente en el país para usos energéticos no está debidamente actualizado. Esto se debe a que no se han actualizado estudios que evalúen dicho potencial y que incluso los existentes no evalúan la real disponibilidad del recurso bajo criterios de sostenibilidad; es decir, cuidar de la seguridad alimentaria, evitando la deforestación y el empobrecimiento de la calidad de nutrientes del suelo, entre otros aspectos. Sin embargo, según el estudio desarrollado en 1988 por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) respecto al Plan de Desarrollo de las Energías Renovables, el potencial teórico anual estimado de los recursos energéticos de la biomasa en el Perú es el siguiente:

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sante potencial para ser usada con fines energéticos de mediana y gran potencia (Green Energy, 2005): la costa norte (bagazo de caña, cascarilla de arroz, residuos hidrobiológicos); la selva alta (cascarilla de café, residuos forestales); y la selva baja (residuos forestales). Respecto al consumo de leña, en la costa norte, una gran proporción proviene de los bosques secos del norte. En la región de la sierra, considerada por la FAO una región en situación de escasez aguda de biomasa (Horta, 1988), los ecosistemas naturales usualmente utilizados como fuente de energía son los bosques de queñuales y otras formaciones boscosas, como los totorales y los yaretales. En esta región las plantaciones de eucalipto han contribuido parcialmente en la solución del problema energético de la región, lo que ha impulsado la realización de programas intensivos de reforestación con fines energéticos. Finalmente, en la selva, la abundancia de biomasa permite afirmar que su consumo no tiene restricción.

3.1.4 Geotermia El Perú forma parte del Círculo de Fuego del Pacífico, zona caracterizada por la ocurrencia de movimientos sísmicos, fenómenos tectónicos y elevada concentración de flujo tectónico. Por ello hay en el país numerosas fuentes termales con temperaturas entre los 40 °C y 90 °C, ubicadas principalmente en la cordillera occidental de los Andes y en el altiplano sur. Según OLADE, el Perú tendría 156 zonas geotérmicas identificadas; se han reconocido más de 200 vertientes de agua caliente, así como fumarolas y algunos géisers con temperaturas cercanas a los 100 °C (Aguinaga, 2006; Coviello, 2006; Battocletti, 1999). El mayor potencial geotérmico del Perú se encuentra en seis regiones denominadas geotérmicas (MEM, 2002): Región I: Cajamarca (en el departamento del mismo nombre). Región II. Huaraz (en Ancash y La Libertad). Región III: Churín (en Lima, Pasco y Huánuco). Región IV: Central (en Huancayo, Huancavelica y Ayacucho). Región V: Cadena de conos volcánicos (en Ayacucho, Apurímac, Arequipa, Moquegua y Tacna).


Región VI: Puno y Cusco (en departamentos del mismo nombre). Las principales áreas de interés serían (Aguinaga, 2006; Coviello, 2006): En la región V: Challapalca (en Tacna y Puno); Tutupaca (en Tacna y Moquegua); Calacoa (en Moquegua); Laguna Salinas–Chivay (en Arequipa). En Challapalca se habría registrado en 1988 un acuífero profundo con 270 °C. En las regiones I y II: Callejón de Huaylas (en Ancash); Otuzco y La Grama (en La Libertad y Cajamarca); y Cajamarca (en Cajamarca).

En 1975, Minero Perú: Exploración preliminar de manifestaciones geotermales de Calacoa y Salinas (Moquegua). En 1976, Geothermal Energy Research del Japón: Exploraciones preliminares en la cuenca del Vilcanota (Cusco). En 1977, INIE: Primer censo de manifestaciones geotermales. En 1978, Instituto Geológico Minero y Metalúrgico (INGEMMET): Inventario y una agrupación geográfica de afloramientos geotermales. Se definieron las regiones geotermales. Entre 1979 y 1980, INGEMMET y Aquater de Italia: Estudios de reconocimiento geotérmico de la Región V (se identificaron áreas de interés: Tutupaca, Calacoa, Challapalca, Salinas, Chachani y Chivay). En 1980, Geothermal Energy System Ltd.: Estudios de reconocimiento geotérmico en las zonas de Calacoa, Tutupaca y Salinas (Moquegua). Entre 1983 y 1985, INGEMMET y British Geological Survey: Inventario parcial de manifestaciones geotermales en la Región VI (Cusco y Puno). Entre 1983 y 1986, ELECTROPERÚ y Cesen de Italia: Estudios de reconocimiento geotérmico en las Regiones I a la IV; y estudio de prefactibilidad en La Grama (Cajamarca).

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Entre los principales estudios y evaluaciones realizadas se tienen (Aguinaga, 2006):

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En 1986, ELECTROPERÚ con asistencia técnica de IAEA y ONU: investigaciones geoquímicas en la Región V (Tacna y Moquegua).

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En 1997, CENERGIA, con apoyo del IIE de México: evaluación de información y estudios disponibles (realizados por INGEMMET, ELECTROPERÚ, Proyecto Especial Tacna, IPEN y la Cooperación Internacional).

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Sobre la base de los estudios anteriores realizados en unos 100 mil km2, el SNL (Battocletti, 1999) estimaría que el potencial geotérmico del Perú se encontraría entre 1 000 a 2 990 MW. En el 2008, quedó pendiente de formalización la oferta del Gobierno del Japón para apoyar al país con el Plan Maestro de Geotermia; este programa de cooperación técnica debería reactivarse.

3.1.5 Hidroelectricidad El agua es la principal energía renovable del Perú, el país cuenta con un conjunto de centrales hidroeléctricas que han significado importante ahorro de recursos y menor contaminación. Además, dentro del mecanismo de desarrollo limpio, existen varios tipos de centrales, las cuales se han usado de acuerdo al caso específico. En la década de 1970, en el marco del Programa de Cooperación Energética Peruano-Alemana, se realizó una evaluación del potencial hidroeléctrico nacional (GTZ & LIS, 1979). Fueron evaluados alrededor de 800 proyectos hidroeléctricos con una potencia mínima de 30 MW, y se seleccionaron finalmente 328 proyectos hidroeléctricos que cumplían los criterios de viabilidad definidos. Este conjunto de proyectos sumaba una potencia instalada promedio de 58 937 MW y una energía anual acumulada de 395 118 GWh, la cual es considerada hasta la actualidad como el potencial hidroeléctrico nacional técnicamente aprovechable, debido a que no se dispone de información actualizada. En el Perú para el desarrollo de la actividad de generación hidroeléctrica, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorga el derecho de concesión. Conforme al Decreto Ley N.º 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), el MEM otorga concesiones temporales para el desarrollo de estudios hasta la etapa de factibilidad, mientras que las concesiones definitivas se dan para la ejecución del proyecto hidroeléctrico. La concesión temporal no tiene carácter de exclusividad, pero la concesión definitiva sí es exclusiva.


A diciembre del 2010, el MEM había otorgado 26 concesiones temporales para desarrollar estudios de proyectos hidroeléctricos por un total estimado de 6 517 MW de potencia instalada. Entre los más importantes están los proyectos CH Tam40 (1 286 MW), CH Vera Cruz (730 MW), CH del Norte (600 MW), CH Cumba4 (825 MW), CH Chadin2 (600 MW). A diciembre del 2010, el MEM ha otorgado 12 concesiones definitivas para ejecutar proyectos hidroeléctricos por una capacidad total de 1 876 MW, de los cuales entre los más importantes están los proyectos de la CH Cerro del Águila (402 MW), CH Chaglla (360 MW), CH Santa Rita (255 MW), CH Cheves (168 MW).

A la fecha se tienen identificados, con algún nivel de estudio, 25 proyectos hidroeléctricos que no tienen concesión, y que suman un total de 17 593 MW de capacidad instalada. Entre los más importantes están CH Pongo de Manseriche (7550 MW), CH Vizcatán y Cuquipampa (1550 MW), CH Rentena (1500 MW), CH Sumabeni (1074 MW), CH Uru 320 (942 MW), CH La Balsa (915 MW) y CH Tambo Prado (620 MW). Barreras y avances A pesar del alto potencial hidroeléctrico que tiene el Perú, en los últimos diez años el crecimiento de la oferta de potencia efectiva de generación en centrales hidroeléctricas ha sido sólo de 322 MW, mientras que en centrales termoeléctricas a gas natural el crecimiento ha sido de 1 249 MW. Casi la totalidad de la capacidad instalada en centrales hidroeléctricas en el SEIN las ha construido el Estado, luego varias de éstas han sido privatizadas en la década de 1990. Las principales barreras para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos —comparados con tecnologías de centrales térmicas a gas natural— son las siguientes:

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Proyectos sin concesión: En base del estudio denominado "Evaluación del potencial hidroeléctrico nacional", a finales de la década de 1970, en los años siguientes Electroperú elaboró estudios preliminares de prefactibilidad de algunos de los proyectos identificados en dicho estudio, como por ejemplo: Molloco (310 MW), Marañón (96 MW), Olmos (240 MW). En la década de 1980, financiados por el Banco Mundial y el BID, se realizaron los estudios de los proyectos Sheque, Salto Bajo y Quishuarani, así como Huaura, entre otros; varios de los cuales actualmente no tienen concesión.

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a. Montos de inversión

Las centrales hidroeléctricas se caracterizan por tener bajos costos de producción (etapa de operación), pero muy altos costos de inversión (etapa de construcción), en comparación con otras tecnologías. Por cada MW de potencia instalada se requiere una inversión de 1,2 a 1,8 millones US$; mientras que para una termoeléctrica a gas natural —en ciclo simple por ejemplo— se requiere un monto promedio de inversión de 0,5 millones US$ por cada MW instalado, que incluso se facilita bajo la modalidad de leasing.

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b. Periodos de construcción

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Las centrales hidroeléctricas de gran tamaño tienen un periodo de construcción de cuatro a cinco años en promedio, mientras que una termoeléctrica a gas natural tiene un periodo de construcción de un año o año y medio, aproximadamente. Estos plazos mayores implican más gastos financieros durante la etapa de construcción de una central hidroeléctrica, la que tendría ingresos recién al sexto año, mientras que la termoeléctrica los tendría antes del segundo año.

c. Financiamiento

La principal dificultad para lograr el financiamiento es la falta de un contrato a largo plazo por la venta de la energía a un precio fijo, de tal manera que se garantice un flujo de capital que asegure el retorno de la inversión. La conjunción de este aspecto con los dos anteriores, en definitiva, ha determinado que en el Perú la inversión privada se oriente a la construcción de centrales térmicas a gas natural en lugar de centrales hidroeléctricas. Esto, porque requiere de menores montos de inversión y genera ingresos cuatro años antes que en el caso de una hidroeléctrica, por su menor periodo de construcción.

d. Tarifas en barra y precio del gas natural Complementariamente, conforme a las disposiciones vigentes en el marco regulador, desde el año 2001 hasta diciembre del 2004, las tarifas en barra, con las cuales los generadores podían contratar la venta de su energía a los distribuidores para el mercado regulado, han sido fijadas considerando el precio promocional del gas natural de Camisea. De este modo, se deter-


minaron tarifas bajas, las que no eran suficientes para incentivar la inversión en centrales hidroeléctricas. Vale recordar que la primera central termoeléctrica a gas natural de Camisea empezó recién a operar en agosto del 2004. Es así que, indirectamente, el precio del gas natural también ha sido una variable que ha venido limitando el desarrollo de las centrales hidroeléctricas.

Resulta necesario precisar que el precio del gas natural proveniente de Camisea es el que corresponde ser pagado al productor. Esto se debe a que Camisea es un caso peculiar, porque fue un yacimiento ya descubierto por la Shell, en donde los costos de inversión en exploración para el productor fueron de cero. Además, porque se trata de un yacimiento con alta composición de condensados, por lo que el principal negocio son los líquidos extraídos, es así que cerca del 80 por ciento de los ingresos del productor corresponde a la venta de los líquidos.

Es por ello que todo aumento del costo del gas natural a los generadores termoeléctricos puede aplicarse a través de un impuesto al consumo de dicho combustible, cuyos fondos deberían ser destinados a financiar estudios —hasta la etapa de factibilidad— de proyectos hidroeléctricos y otras renovables. De esta manera, el Estado podría mantener una cartera de proyectos licitables y reducir el riesgo del inversionista, además de reforzar su rol de promotor de la inversión.

Identificadas las barreras para el desarrollo hidroeléctrico, desde el año 2006 se han venido dictando normas legales orientadas a promover la inversión en centrales hidroeléctricas, como un claro avance para contrarrestar las barreras que limitan el mejor aprovechamiento del alto potencial hidroeléctrico con que cuenta el país, sobre todo aquellos proyectos cuyo impacto ambiental es mitigable.

e. Marco normativo promotor

En julio del 2006 se dio la Ley N.° 28832, para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, que complementa el marco legal del sector eléctrico. Conforme a la normativa del sector, todo generador puede comercializar su producción de energía bajo cuatro modalidades:

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 Contratos con distribuidores a través de las licitaciones de suministro de electricidad para el mercado regulado y/o libre del distribuidor. El precio tiene carácter de firme y es el correspondiente a la oferta de cada generador.

 Contratos con distribuidores para su mercado regulado. El precio corresponde a la tarifa en barra que fija OSINERGMIN.

 Contrato con usuarios libres con precio negociado.

 Transferencias en el mercado de corto plazo administradas por el COES. El precio corresponde al spot o costo marginal de corto plazo, que es el mecanismo con el cual se repaga la energía tomada de la red y no generada, de este modo el generador cubre los contratos con sus clientes.

De estas modalidades, la tendencia es que el punto b se reduzca sustancialmente, y que la atención de la totalidad de la demanda del mercado regulado sea abastecida a través de las licitaciones de suministro de electricidad. Es justamente esta modalidad de licitaciones la más adecuada para lograr viabilizar la inversión en una central de generación, debido a los contratos de suministro de largo plazo (de hasta 20 años) que se pueden obtener y que facilitarán la obtención del financiamiento correspondiente. La Ley N.º 28832 crea el mecanismo de licitaciones de suministro de electricidad, las cuales son convocadas por los distribuidores, el objetivo es reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado, a fin de promover una efectiva competencia y nuevas inversiones en generación. En cada licitación, las bases son propuestas por los distribuidores y aprobadas por OSINERGMIN, quién también fija un precio tope escondido de adjudicación para dicha licitación. El precio de venta de energía a los distribuidores es el ofertado por cada postor; el precio de potencia corresponde al precio básico de potencia (que fija OSINERGMIN) vigente a la fecha de la convocatoria de la licitación. Ambos precios tienen carácter de firmes durante el periodo contractual (hasta por 20 años) y se actualizan durante la vigencia del contrato, para lo cual se aplican las correspondientes fórmulas de actualización establecidas en las bases de la licitación.


La mencionada Ley N.º 28832 instituye que en las licitaciones se debe aplicar un factor de descuento a las ofertas económicas respaldadas con proyectos hidroeléctricos, para efectos de su evaluación, toda vez que éstos implican costos de inversión mayores que los proyectos térmicos. La aplicación de dichos factores de descuento es únicamente para efectos de evaluación de la oferta económica, pues todo postor que se convierta en adjudicatario recibirá —por la venta de su energía— el precio que haya ofertado en la licitación. El siguiente cuadro resume los tipos de licitaciones contempladas en la Ley N.º 28832:

Marco legal

Anticipación

Marco general 4.ª DCT (hasta jul. 2009)

Periodo

Demanda*

3 años**

Largo (hasta 20 años)

Hasta 100%

3 años

Mediano (hasta 5 años)

Hasta 25%

Menor a 3 años

Mediano / Largo

Hasta 10%

Menor a 3 años

Mediano (hasta 5 años)

Hasta 100%

(*) del mercado regulado (**) Los distribuidores tienen el incentivo para licitar con mayor anticipación, hasta de 6 años, permitiéndose trasladar a la demanda el precio resultante de las licitaciones con un incremento de hasta el 3%. Fuente: MEM

f. Incentivos tributarios

Adicionalmente, se han dictado leyes que otorgan beneficios tributarios a la inversión en renovables, éstas son:

i. Ley N.º 28876: Dispone que la generación de energía eléctrica con recursos hidráulicos y otros renovables pueden acogerse al régimen de recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV).

ii. Decreto Ley N.º 1058: Dispone el beneficio de la depreciación acelerada de activos —hasta 20 por ciento cada año— para efectos del pago del Impuesto a la Renta, relativo a las inversiones en hidroeléctricas y demás energías renovables.

g. Medidas pendientes

Es importante el avance dado en el incentivo de la inversión en centrales hidroeléctricas y otras energías renovables; sin embar-

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Cuadro 1 Tipos de licitaciones de suministro de electricidad (Ley N.° 28832)

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go, aún hay medidas pendientes de adoptar para promover el desarrollo sostenible y la diversificación de la matriz energética, a fin de coadyuvar en el abastecimiento seguro, oportuno y eficiente de la demanda. Entre estas medidas tenemos:

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i. Rol planificador del Estado, que prevea en el largo plazo el nivel de participación de cada tecnología en la oferta de generación, entre ellas las renovables como la hidroeléctrica.

ii. A fin de garantizar la implementación de dicho planeamiento, debe ser el Estado quien decida el momento oportuno para convocar las licitaciones de suministro de electricidad de largo plazo. Deberá hacer licitaciones por mayores demandas de energía y promover una mayor competencia, para orientar las inversiones en una nueva oferta de generación hacia un crecimiento descentralizado. Asimismo, debe diferenciar las tecnologías y decidir cuál va a ser priorizada, para lo cual los distribuidores informarán de sus requerimientos futuros de energía.

iii. El Perú presenta naturalmente una estructura de consumo y generación seccionada en no menos de tres grandes macroregiones: norte, centro y sur. Hacia ellas debiera dirigirse la solicitud o llamado a la licitación para proveer de energía renovable; así, el efecto de localización jugaría del lado correcto para mantener de forma racional los costos de la red de transmisión eléctrica en todo el país.

iv. Como medida complementaria a los puntos mencionados, se debe perfeccionar la cuarta disposición complementaria final de la Ley N.º 28832, la cual indica que el Ministerio de Energía y Minas debe poner a disposición de los futuros inversionistas proyectos con estudios hasta la etapa de prefactibilidad, lo que debe modificarse para establecer que los estudios sean hasta la etapa de factibilidad y, eventualmente, con los correspondientes estudios de impacto ambiental. La finalidad es reducir los riesgos del inversionista y así el Estado cumple con el rol de promotor o facilitador.

v. Bajo el esquema de contratos de venta de energía hasta por 20 años a precios firmes actualizables, como resultado de las licitaciones de suministro de electricidad, los proyectos serían viables y conseguirían financiamiento fácilmente, por lo que el tema del bajo precio del gas natural para los generadores ya no sería una barrera. Sin embargo, a pesar de no


ser tema directo del presente documento, la aplicación de un impuesto al consumo de dicho combustible para su uso en electricidad es una medida necesaria y pendiente, destinada a promover el uso eficiente en la generación eléctrica de la tecnología del ciclo combinado. Otra medida que está en el Decreto Legislativo N.º 1041, que entrará en vigencia a partir del 2012, es la remuneración por potencia, que es un componente de la tarifa y sólo tendrá resultado si hay un uso eficiente del gas natural.

Una muy buena señal es la reciente primera subasta de energías alternativas que, no obstante su retraso, ha marcado un hito. Se ha llevado a cabo la primera subasta de suministro de electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER), en el marco del Decreto Legislativo N.º 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, y su reglamento aprobado por Decreto Supremo N.º 050-2008-EM. Conforme al referido marco legal, el Ministerio de Energía y Minas elaboró las bases de la subasta y encargó a Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) la conducción del proceso. Dicho proceso se inició el 21 de agosto del 2009, con la publicación del aviso previo por parte del MEM y la apertura del registro de participantes en el sitio web de Osinergmin, quién efectúo la correspondiente convocatoria el 15 de octubre del 2009. La presentación de sobres técnicos y económicos se efectuó el 18 de enero del 2010, publicándose la relación de postores calificados el 29 enero. El 12 de febrero del 2010, se llevó a cabo el acto público de apertura de sobres económicos y otorgamiento de la buena pro de la primera subasta RER. A esta etapa calificaron 20 postores con 31 proyectos; 17 proyectos hidroeléctricos, 6 eólicos, 2 de biomasa y 6 solares.

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El problema latente que enfrentamos hoy es el resultado poco satisfactorio en la primera licitación de largo plazo de hidroeléctricas —que convocó Proinversión—, por la insistencia en mantener un precio que no corresponde al mercado y la falta de estudios suficientes. Error que debe corregirse con una nueva convocatoria. Además, se prohibió la participación de asociaciones público privadas y se redujo el concurso de 1500 MW (requeridos por el ex Ministro Juan Valdivia) a 500 MW, por decisión del Ministro Sánchez. De no hacerse, se compromete el crecimiento eléctrico a un mayor consumo de hidrocarburos, esto perjudica en el largo plazo la competitividad y sostenibilidad de la economía peruana.

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Finalmente, los proyectos adjudicados fueron 26 y los precios máximos de adjudicación los fijó Osinergmin. Para la tecnología hidroeléctrica, eólica, biomasa y solar, los precios fueron de 74 US$/MWh, 110 US$/MWh, 120 US$/MWh y 269 US$/MWh, respectivamente. Estos fueron mantenidos en reserva por el notario y dados a conocer al inicio del acto público de apertura de sobres económicos y otorgamiento de la buena pro. La media de los precios adjudicados (ofertados por los postores) fue como sigue:

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Tecnologías

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Precios

Hidro

60,2 US$/MWh

con un mínimo de 55,0 US$/MWh

y un máximo de 70,0 US$/MWh

Eólica

80,36 US$/MWh

con un mínimo de 65,5 US$/MWh

y un máximo de 87,0 US$/MWh

Biomasa

63,45 US$/MWh

con un mínimo de 52 US$/MWh

y un máximo de 110 US$/MWh

Solar

221,09 US$/MWh

con un mínimo de 215 US$/MWh

y un máximo de 225 US$/MWh

Las potencias adjudicadas corresponden a 162,3 MW hidroeléctricos, 142 MW eólicos, 27,4 MW biomasa y 80 MW solares; lo que hace un total de 411,7 MW adjudicados. Las correspondientes energías adjudicadas son de 999,3 GWh/año a las hidroeléctricas, y 887,3 GWh/año a las otras energías renovables no convencionales (eólica/biomasa/solar). En síntesis, se ha adjudicado una potencia total de 411,7 MW, que corresponde a una energía total de 1 886,6 GWh/año, y a un precio medio de adjudicación de 81,2 US$/MWh. Conforme al cronograma establecido en las bases, el 31 de marzo del 2010 se firmará con los postores adjudicatarios los correspondientes contratos de suministro de electricidad con RER, por un plazo de 20 años. Ahora falta completar el universo inicial de 500 MW con una subasta que permita obtener los 250 MW faltantes, sin considerar las microcentrales hidroeléctricas.

Debemos trabajar por una matriz energética que ayude, en el mediano y largo plazo, al crecimiento sostenible del país y a mitigar los efectos del cambio climático. Por ello debemos usar más y mejor el agua, los vientos, la geotermia y orientar el uso del gas disponible —que es un recurso no renovable y con reservas limitadas— al transporte, viviendas, industria, y usar la tecnología del ciclo combinado en generación eléctrica; es decir, un uso eficiente del gas con valor agregado. No olvidemos que el gas del lote 88 —con precio promotor y regulado— sólo alcanza en el actual nivel de crecimiento para atender la de-


manda nacional hasta el 2019, después deberá utilizarse, para completar parte de la atención de la demanda local, el gas de otros lotes a precio internacional. Por ello considero un error del ministro del sector que se adelante en dicho proceso y se cambie la estrategia, al anunciar que parte del gas del lote 57 se orientará al mercado interno, cuando el compromiso original de Repsol, manifestado en carta de su principal directivo, era utilizar este nuevo descubrimiento para liberar el gas del lote 88 del compromiso de exportación.

Hasta donde sea posible, las distribuidoras del Estado deberían comprometer su demanda futura de electricidad (en las licitaciones de largo plazo, hasta 20 años) en las subastas especiales para hidroeléctricas y en la licitación de otras energías renovables en curso. Si participan masivamente en las llamadas licitaciones ordinarias, que no son especiales para hidroeléctricas o las de otras renovables, favorecerían a una mayor generación térmica; es decir, más demanda y consumo de hidrocarburos. No obstante, teniendo a favor el factor de descuento de 15 por ciento, es muy difícil que las hidroeléctricas puedan competir, debido a los altos montos de inversión y el mayor tiempo de construcción y recuperación. Comprometer la demanda eléctrica en el largo plazo a un horizonte térmico no es lo mejor para el país, porque esa dependencia afecta el futuro de la minería, la industria y la economía nacional. Debemos pensar que el gas del lote 88 no es eterno, se estima que para el 2019 ya no será suficiente para atender el mercado interno y el proyecto de exportación, En los otros lotes con gas natural, recientemente descubiertos, el precio será otro. En el futuro, la energía más cara afectaría a todos, más aún si necesitáramos importar diésel para atender el mercado eléctrico. Por ello preocupa que ya se haya anunciado comprometer 3 000 MW hasta el año 2025 en las licitaciones ordinarias o generales, dentro del marco de la Ley N.º 28832, sin que se priorice a las hidroeléctricas.

De otro lado, está pendiente la actualización de nuestro mapa hidroenergético para saber cómo se encuentra la disposición de este indispensable recurso, conocer con precisión el nivel de impacto del cambio climático y poder desarrollar un portafolio de nuevos proyectos, como lo ordena la cuarta disposición complementaria final de la Ley N.° 28832, que no se cumple.

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h. Retos socioambientales

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Los proyectos hidroeléctricos que tienen mayor impacto socioambiental son los de grandes represamientos de agua, pues es la inundación de grandes áreas la que ocasiona los principales impactos. Por lo que uno de los criterios que se deben manejar en la selección de proyectos debe ser el de menor área inundada por cada MW instalado. Los aspectos socioambientales son retos que se tienen que asumir plenamente, y ponderar que se realicen los mayores esfuerzos para aprovechar el potencial hidroeléctrico del Perú, reduciendo al mínimo el impacto ambiental y social que podría ocasionar la construcción de las megacentrales hidroeléctricas. No deben generarse daños mayores que los beneficios que se obtienen dentro de una economía de ciclo de vida, en particular nos referimos a los proyectos de la cuenca atlántica, que son los que requieren mayores áreas de inundación para los embalses.

El tema ambiental es el principal reto para el desarrollo del potencial hidroeléctrico peruano; en consecuencia, en cada proyecto hidroeléctrico se debe hacer un estudio de impacto ambiental integral. En cada caso, si el resultado es favorable, debe valorizarse el impacto socioambiental e incluirlo en las ecuaciones de costo de las obras para realizar acciones compensatorias que minimicen el impacto.

Los gobiernos del Perú y del Brasil están negociando la interconexión eléctrica entre ambos países para concretar la exportación de electricidad a base de hidroeléctricas. A través de este documento planteamos —a manera de propuesta— tres temas de interés para el Perú que no deben ser negociables: De la energía que se produzca con cada proyecto, la parte que se destine al Perú debe ser gradualmente creciente, a medida que la demanda interna vaya creciendo y pueda absorber hasta el 100 por ciento de dicha energía. Teniendo en cuenta el tamaño de los proyectos hidroeléctricos y la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica del país, el Perú deberá disponer del 100 por ciento de la energía de cada proyecto en un plazo no mayor de 30 años, desde la puesta en operación comercial. Para las tasas de crecimiento que tiene el Perú, en 30 años contados desde hoy, necesitará del aporte de toda la energía hidroeléctrica que pueda obtener de su potencial hidroenergético.

A fin de garantizar que el precio de venta de la energía al mercado peruano sea competitivo, la construcción y operación de


los proyectos hidroeléctricos deber ser resultado de un proceso de licitación internacional. Las licitaciones deben ser para concesiones tipo BOOT, de tal manera que al cabo de 30 años la propiedad de dichas hidroeléctricas revierta al Estado peruano sin costo alguno, tal como se vienen realizando las licitaciones internacionales de las líneas de transmisión para el SEIN. Además, tenemos que ser coherentes con la estrategia nacional de mitigación y adaptación frente al cambio climático. Entonces, la cuestión es: ¿qué impacto negativo socioambiental es aceptable en un proyecto hidroeléctrico? Esto no sólo depende del impacto en sí mismo, sino del balance establecido entre el beneficio esperado y su costo, entre los beneficios y los perjuicios. Como señala el biólogo Ernesto Ráez, de la Universidad Peruana Cayetano Heredia:

“Así, para responder a una demanda determinada de energía hidroeléctrica, la disyuntiva técnico-económica no es obligatoriamente entre sí represas o no represas, sino que puede traducirse, por ejemplo, en descartar una gran represa a favor de varias plantas hidroeléctricas de menor envergadura. Lo importante es que existen formas alternativas de alcanzar un mismo objetivo energético. El manejo integrado de cuencas hidrográficas y recursos hídricos permitiría controlar los procesos contaminantes y erosivos río arriba, prolongando la vida útil de la hidroeléctrica, e incluso mejorando las condiciones socioambientales de la cuenca. Y río abajo, daría voz a los pobladores afectados por el cambio en el flujo y la calidad de las aguas, por la pesca disminuida o por la erosión de orillas y ecosistemas ribereños. Eso conduciría a gestionar la propia hidroeléctrica con mayor acierto socioambiental y menor conflicto.

La regulación del flujo no deteriora sino mejora el uso sostenido —y no sólo de temporada— del agua. En cuanto a la erosión, es bien sabido por los científicos que la capacidad erosionadora de una vena líquida aumenta con la potencia matemática del incremento del caudal, razón por la cual, la regularización morigera en gran medida la capacidad destructiva y erosionadora de las avenidas. Visto de esta manera, un proyecto hidroeléctrico puede constituirse en una excelente oportunidad para fortalecer la gobernabilidad y sostenibilidad de un territorio. Sin embargo, un escenario positivo alrededor de un proyecto hidroeléctrico sólo es factible si se conjugan las voluntades de los distintos actores relevantes, y si se expresan en compromisos de acción y de in-

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versión a largo plazo, sobre la base de principios y mecanismos equitativos y transparentes. Este armazón institucional —que exige planeamiento, concertación y coordinación— es el que suele faltar en el Perú, y el que encuentra frecuente oposición, incluso desde dentro del Estado.”

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3.2 L imitaciones en la capacidad del sistema de transmisión y distribución

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Garantizar el abastecimiento permanente de la energía es y será siempre una de las piezas claves para el desarrollo sostenible de la sociedad. Con la finalidad de abastecer la demanda de energía eléctrica (existente y futura, atendida y no atendida) y garantizar dicho abastecimiento de la manera más eficiente y sustentable, la inversión en las actividades de transmisión y de distribución eléctrica juega un rol tan importante como el de la generación. Siendo el sistema de transmisión la vía para transportar la energía producida en las centrales de generación hacia los centros de consumo, puede representar una herramienta para incentivar o limitar la competencia en la actividad de generación, dependiendo de la robustez y redundancia de sus líneas, que determinan sus capacidades de transmisión. Los sistemas de distribución, en la medida que nos permiten llevar la energía hacia los usuarios finales, debe evaluar siempre su expansión económicamente, en función de las distancias y las magnitudes de las demandas a atender, entre la alternativa de extender las redes de distribución para llegar a los usuarios no atendidos o la de invertir en generación local prioritariamente con energías renovables para atender dicha demanda. Las economías de escala y los costos de conexión no sólo dificultan el acceso al servicio eléctrico a las poblaciones rurales, sino también a los pobladores de las periferias de las zonas urbanas; situación que se supera con el co-financiamiento del Estado en atención a su rol de garantizar la prestación de un servicio público básico como es el servicio eléctrico.

3.2.1 Transmisión Un sistema de transmisión robusto es fundamental para coadyuvar y garantizar el abastecimiento eficiente de la demanda. En los últimos años en el SEIN, el crecimiento de la demanda, la falta de inversión en reforzamiento de la transmisión y el crecimiento centralizado de la oferta de generación, conjugaron para que importantes líneas del sistema de transmisión se congestionen (llegasen


al límite de su capacidad de transmisión), y ocasionen sobrecostos de generación e inseguridad en el abastecimiento de la demanda. Entre las líneas congestionadas más importantes están las que unen a la zona centro del SEIN con las zonas sur y norte. Las otras líneas que están en alto riesgo de congestión son las troncales de la sierra, debido a los incrementos de la demanda de las minas y a la falta de oferta de generación cercana a estos centros de consumo. La expansión planeada del SEIN juega un rol importante en el abastecimiento eficiente y seguro de la demanda.

Con la Ley N.º 28832 (julio, 2006), la inversión en la expansión y reforzamiento del sistema de transmisión responde a una planificación vinculante, elaborada por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) y aprobada por el Ministerio de Energía y Minas. Actualmente se vienen licitando proyectos del Plan Transitorio de Transmisión (PTT); por otro lado, se estima que el plan de transmisión será presentado por el COES para que sea aprobado por el MEM en el segundo trimestre del 2011. El ministerio encargó a Proinversión la licitación de la construcción, operación y mantenimiento de los proyectos contenidos en el plan de transmisión. En el siguiente cuadro se presentan los proyectos del PTT.

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Se debe promover un crecimiento descentralizado de la oferta de generación en función de la disponibilidad de recursos energéticos, a fin de que se logre una expansión eficiente del sistema de transmisión y se reduzcan los riesgos de congestión para tener una mayor seguridad en el abastecimiento.

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Cuadro 2 Proyectos del plan transitorio de transmisión Ítem

Puesta en operación

1 2 3 4

2011

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5

54

6 7 8

Línea de transmisión

Estado de licitación

Concesionario

Tensión (kV)

Longitud (km)

Inversión estimada (MUS$)

Licitado

ISA

500

94

52

LT Carhuamayo-Paragsha-ConocochaHuallanca-Cajamarca

Licitado

ABENGOA

220

697

106

LT Independencia-Ica (2.º circuito) (*)

Licitado

ISA

220

55

13

LT Mantaro-CarvelíMontalvo

Licitado

ISONOR

500

761

146

Licitado

ISONOR

220

204

35

Licitado

ISA

220

104

23

Licitado

ISA

220

111

18

LT Zapallal-Chimbote-Trujillo

Licitado

ISA

500

515

200

LT Chilca-MarconaMontalvo

Licitado

ABENGOA

500

580

218

LT Chilca-PlanicieZapallal

LT MachupicchuCotaruse (2terna)

2012

LT Piura-Talara (2.º circuito) LT PomacochaCarhuamayo

9 10 11 12

2013

LT Zorritos-Talara (2.º circuito)

Por licitar

220

137

29

LT MachupicchuAbancay-Cotaruse

Por licitar

220

75

16

Licitado

ISA

220

204

62,5

Licitado

Transmisora Eléctrica del Sur

220

228

49

LT Onocora-Tintaya

LT Tintaya-Socabaya

(*) Licitado por el Comité de Inversiones del MEM. Elaboración propia. Fuente: MEM

3.2.2 Distribución Según el censo del 2007, sólo el 76,1 por ciento de la población nacional cuenta con servicio eléctrico, siendo Lima el departamento de mayor cobertura eléctrica con el 94,5 por ciento, y Cajamarca


el de menor cobertura con tan sólo el 40,4 por ciento. Del mismo censo se concluye que la cobertura eléctrica de las zonas urbanas del país llega al 91 por ciento, y la cobertura en las zonas rurales a tan sólo 30 por ciento. Como se puede apreciar, a pesar del importante esfuerzo del MEM en incrementar la cobertura eléctrica, aún falta mucho por hacer, tanto en las zonas rurales como en las periferias de las zonas urbanas.

Para las zonas de concesión, la ley de concesiones eléctricas establece que los usuarios tienen derecho a solicitar el suministro de energía al concesionario, previo pago del costo de la instalación. Por lo que este requisito para los pobladores de las periferias de escasos recursos (donde no llegan las redes de distribución) se convierte en una barrera para acceder al servicio eléctrico. Actualmente, el costo de inversión por usuario periurbano está entre 350 US$/ conexión-usuario y 500 US$/conexión-usuario. La ley de Concesiones Eléctricas no obliga a los concesionarios a brindar el servicio eléctrico a los pobladores de nuevas urbanizaciones; al contrario, los faculta para exigir a los usuarios que requieran nuevas conexiones una contribución con carácter reembolsable para la ejecución de las obras de electrificación. En estos casos, el Estado tendría que co-financiar la extensión de las redes hasta estos sectores.

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En las zonas rurales se tiene que evaluar la conveniencia económica de extender las redes desde el SEIN hasta llegar a los nuevos usuarios o de invertir en generación local. A medida que se ha ido avanzando en electrificar a más sectores, el costo de inversión por cada usuario ha ido incrementándose debido a las mayores distancias y menor densidad poblacional de las zonas rurales por electrificar. Actualmente, el costo de inversión por usuario rural está entre 1 000 US$/conexión-usuario y 1 800 US$/conexión-usuario. Lo que justifica económicamente invertir más en sistemas aislados —con el uso de energías renovables— que en líneas convencionales.

55


capítulo

4

Pymes. generación de empleo con energías renovables y reflexiones

Mientras haya actividad humana se consumirá energía, y cada vez más, con sus correspondientes consecuencias en el ambiente, en la economía y en la sociedad. Dependerá de nosotros que esas consecuencias no sean perniciosas, por lo que hay que producir cada vez más energía de manera sostenible.

Esos dos temas han sido y son suficientes motivaciones para el impulso de las energías renovables en los países desarrollados. Sin embargo, por las características de los recursos energéticos renovables, entre ellas la de ser locales, son también fuentes generadoras de empleo. Los montos de inversión involucrados en el desarrollo de los recursos energéticos renovables pueden contribuir a generar empleos verdes1 permanentes en el ámbito local. Este aspecto positivo de las energías renovables ha alcanzado gran relevancia, tanto es así que en la Comunidad Europea los planes de desarrollo de energías renovables están motivados y reforzados al considerar —adicionalmente— las oportunidades de creación de pequeñas y medianas empresas, en torno al desarrollo de las energías renovables y su alto potencial de generación de empleo.

1

La Organización Internacional del Trabajo (OIT) define: “Empleos verdes son aquellos que reducen el impacto ambiental de las empresas y los sectores económicos hasta alcanzar niveles sostenibles. Los empleos verdes se encuentran en muchos sectores de la economía, desde el suministro de energía hasta el reciclado y desde la agricultura hasta la construcción y el transporte. Estos empleos contribuyen a reducir el consumo de energía, materias primas y agua mediante estrategias de gran eficiencia, a descarbonizar la economía y a reducir las emisiones de gases efecto invernadero”.

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La siempre creciente demanda de energía; lo finito de los combustibles fósiles como principal fuente de energía; la ineludible tendencia alcista de los precios internacionales; el creciente aumento de las emisiones de gases de efectos invernadero que tienen su consecuencia en el cambio climático y en la salud de la población, lo que se traduce en efectos económicos perniciosos; hicieron que el mundo se enfoque en dos temas importantes: el cambio climático y la seguridad energética. Es importante identificar y reconocer la importancia de las energías renovables como las principales herramientas para afrontar estos dos grandes retos.

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En Europa existe el compromiso político por el cual en el 2020 se alcance una participación del 20 por ciento de las energías renovables. Según el informe publicado por la Comisión Europea en abril del 2009, The Impact of Renewable Energy Policy on Economic Growth and Employment, ello implica un incremento neto del PBI de 0,24 por ciento en la UE para ese año, frente a un escenario en el que no se promocionan las renovables. Esta generación de riqueza conlleva a una creación neta de unos 410 000 empleos adicionales.

58

En los EE.UU., en diciembre de 2009, el presidente Obama anunció la propuesta para acelerar la generación de empleo basada en tres aspectos claves, siendo uno de ellos las inversiones en la eficiencia energética y energía renovable. Durante la campaña electoral, Obama anunció que tomaría la decisión política de alcanzar el objetivo del 25 por ciento de electricidad con energías renovables para el año 2025. En el Perú tenemos el marco legal que promociona la inversión en energías renovables para la generación de electricidad, así como para la producción y comercialización de biocombustibles2, por lo que ya no hay que postergar más su aplicación ni aplicarlo tímidamente. Por el contrario, desde el Ministerio de Energía y Minas se debe impulsar de una manera más decidida y firme su desarrollo, y con ello no sólo producir energía limpia y sostenible, sino también aprovechar el efecto social neto positivo por la capacidad que tienen las energías renovables de generar empleos. A modo de referencia, lo siguiente: u En la etapa de construcción, las eólicas y las minihidroeléctricas ayudarían a dinamizar la industria metal-mecánica para la fabricación de las torres de los aerogeneradores y de las turbinas hidráulicas, respectivamente. u El biodiésel, el bioetanol y el biogás son biocombustibles que tienen capacidad de generar empleo en el sector agrícola y pecuario.

2

El 12 de febrero del 2010 se adjudicó la buena pro de la primera subasta de energías renovables; la ley prevé que el 5 por ciento de la energía eléctrica que consume el país sea producida con recursos energéticos renovables. Asimismo, a partir de enero del 2009 es obligatoria la venta de diésel con 2 por ciento de biodiésel y a partir de enero de 2011 el porcentaje del biodiésel en la mezcla será de 5 por ciento; y, con relación al bioetanol, su venta en mezcla al 7,8 por ciento con las gasolinas será obligatoria gradualmente a nivel nacional, habiéndose iniciado en enero de 2010 en los distritos de Piura y Chiclayo, y concluyéndose en junio de 2011 con departamente de Tacna.


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energiaslimpias.wordpress.com

u Una tercera razón de fuerza se suma a las motivaciones para impulsar firmemente la inversión en energías renovables, y es la capacidad que tienen para generar empleos. Así lo entienden y lo aplican los países desarrollados; por lo que un país en vías de desarrollo con grandes desigualdades sociales, como lo es el Perú, debe entender ello y utilizar esta importante herramienta para generar empleo y contribuir a la paz social, uno de los aspectos necesarios para sentar las bases para el desarrollo.

59


capítulo

5

Elementos de un plan estratégico

Nuestra actuación como país está resultando insuficiente. No estamos con el camino seguro para alcanzar los objetivos de la política energética. Desde las crisis del precio del petróleo registradas en las décadas de 1970 y 1980, se ha disfrutado de un abastecimiento energético abundante y relativamente barato. Como el resto del mundo, la fácil disponibilidad de recursos nos ha hecho dependientes de los combustibles fósiles, además ha existido poco interés por la innovación y la diversificación. El volumen de recursos dedicado a la investigación en el país es casi inexistente. La asimilación de nuevas tecnologías energéticas por el mercado se ve dificultada también por distintas razones, se deben superar problemas de grupos de interés, aceptación del conjunto social y con frecuencia se requiere de costos iniciales para integrarse al sistema energético existente. Los obstáculos administrativos completan este marco poco propicio para el ingreso de las energías renovables alternativas. Las tecnologías con energías renovables no llevan aparejados beneficios comerciales a corto plazo. Por ello es necesario y está justificado un Estado regulador y promotor en apoyo de la innovación energética y la sostenibilidad. Por ello se promovió y aprobó el Decreto Legislativo N.° 1002, Ley de Promoción de las Energías Renovables Alternativas.

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Como lo está haciendo el mundo moderno, debemos lograr la sostenibilidad, seguridad y competitividad en el sector de la energía. Para lograrlo no basta con tener un gran potencial de recursos, necesitamos de la tecnología que es un componente fundamental de la política energética. El cambio climático, la seguridad del abastecimiento energético y la competitividad son retos indisociables que presentan múltiples facetas y requieren una respuesta coordinada. Si estamos como país estableciendo políticas y medidas de largo alcance, el objetivo que debe ser vinculante para el 2021 es que las energías renovables representen el 40 por ciento de las fuentes de energía. Esto dentro de un mercado de la energía competitivo, donde la utilización de la tecnología de punta sea fundamental para alcanzar los objetivos de la política energética. No podemos como país estar desvinculados del desarrollo tecnológico, no basta con el potencial de energías renovables, tenemos que tratar de estar cerca de las tecnologías de nueva generación, al mismo tiempo que logramos una mayor participación de las renovables, de aquí al año 2021 y al 2040.

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Los principales protagonistas del escenario internacional, esto es, los Estados Unidos y Japón, aunque también economías emergentes tales como China, India y Brasil, están multiplicando sus esfuerzos para desarrollar y comercializar nuevas tecnologías energéticas. La UE encabeza la reacción al cambio climático a nivel mundial, adoptando objetivos e imponiendo un precio a las emisiones de carbono mediante el régimen de comercio de derechos de emisión. Debemos actuar con determinación en la aplicación de una política encaminada a diversificar nuestra matriz y a desarrollar tecnologías menos contaminantes. En un mundo en que se limitan las emisiones de carbono, el dominio de la tecnología determinará cada vez más la prosperidad y la competitividad. Las decisiones que se adopten tendrán profundas repercusiones en la seguridad del abastecimiento energético, en el cambio climático y en el crecimiento y el empleo. Como ilustración de la magnitud del problema, el Informe Stern estima que el costo de la actuación podría limitarse a cerca del 1 por ciento del PBI mundial anual, mientras que la inactividad podría implicar para el PBI mundial una pérdida anual comprendida entre el 5 por ciento y el 20 por ciento[1]. El objetivo es mantener una economía próspera y sostenible diversificando la matriz energética con una amplia gama de tecnologías energéticas limpias, eficientes y con baja emisión de carbono, que constituirían el motor de la prosperidad y un factor esencial para el crecimiento y el empleo. Se trata de que se aprovechen las oportunidades asociadas al cambio climático. Eficiencia energética: Necesitamos un cambio profundo en la eficiencia de la conversión, oferta y utilización final de la energía. En los sectores de transporte, construcción e industria, las oportunidades tecnológicas disponibles deberán convertirse en oportunidades comerciales. Debemos emplear instrumentos públicos e instrumentos de mercado y gestionar la demanda. Para impulsar este proceso ya se han adoptado algunas políticas parciales, particularmente la masificación del gas natural, con 100 000 vehículos convertidos a gas natural, algunas medidas sobre eficiencia energética, uso de focos ahorradores y, en especial, la realización del sistema metropolitano de transporte público y el tren eléctrico. Sin embargo, faltan las normas de etiquetado de productos electrodomésticos, de servicios energéticos, de arquitectura bioclimática y rendimiento energético de los edificios, las relativas a una pronta ejecución del bono del chatarreo y las emisiones de CO2 de los automóviles, entre otros. Finalmente, hace falta una política productiva e industrial sostenible. Las tecnologías que contribuirán a alcanzar los objetivos para el 2021 ya están disponibles. Las energías renovables que son tecnologías con bajo nivel de emisión de carbono tropiezan con obstáculos de penetración en el mercado. Suelen tener altos costos iniciales que representan un freno a su asimilación por el mer[1]

Stern Review on the Economics of Climate Change – UK HM Treasury.


cado. Por consiguiente, se requiere un enfoque proactivo de apoyo encaminado a crear oportunidades, estimular el desarrollo del mercado y superar los obstáculos que frenan la implantación en el mercado de las energías renovables.

Principales retos tecnológicos que se deberán superar durante los próximos diez años a fin de alcanzar los objetivos para el 2040: i) lograr la competitividad en el mercado de la próxima generación de tecnologías para las energías renovables; ii) lograr avances significativos en materia de diversificación de la matriz y eficiencia energética. El logro de los objetivos para 2021 y para el 2040 constituye un reto significativo que puede abordarse más eficazmente mediante el esfuerzo común de los principales actores de la economía nacional. Algunos retos tecnológicos requieren una masa crítica e inversiones a gran escala, no puede ser asumido sólo por el mercado, sin incentivos, el Estado puede cumplir su rol facilitador. Pero debemos también desarrollar la investigación y la innovación. El Estado, la empresa privada, las universidades, todos, con el apoyo de la cooperación internacional, debemos generar y apoyar centros de investigación en un contexto de esfuerzo conjunto. La acción del sector privado y el público para formar parte activa de la revolución industrial, que implicará la transición hacia un crecimiento mundial basado en una economía con baja emisión de carbono, representa una oportunidad para nuestro país, donde el liderazgo lo debe tener la empresa privada. Es esencial disponer de un marco normativo estable a largo plazo; sin embargo, para poder aprovechar esta oportunidad debe aumentar la inversión, y el Estado debe facilitarla. Hay un amplio margen para aumentar la inversión de capital privado en energías limpias [2]. El sector financiero debe [2] Por ejemplo: «Global Trends in Sustainable Energy Investment 2007», Programa de las Naciones Unidas para el medio ambiente y New Energy Finance Ltd.

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Principales retos tecnológicos que se deberán superar durante los próximos diez años a fin de alcanzar los objetivos para el 2021: i) Lograr que los biocombustibles de primera y segunda generación representen alternativas competitivas a los combustibles fósiles, manteniendo al mismo tiempo la sostenibilidad de su producción; ii) aumentar la capacidad de generación de electricidad con centrales eólicas, centrándose en el desarrollo de la energía eólica de la costa; iii) demostrar la disponibilidad comercial a gran escala de la geotermia, la energía solar fotovoltaica y, pronto, de la energía solar concentrada; iv) construir una red eléctrica regional, eventualmente con Brasil y Colombia y —después— Sudamericana, capaz de incorporar la integración de fuentes de energía renovables descentralizadas; v) Comenzar a desarrollar la competitividad de las tecnologías de la fisión nuclear a largo plazo.

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invertir más en pequeñas y medianas empresas que tengan un alto potencial de crecimiento, a fin de aprovechar las enormes oportunidades ofrecidas por las energías renovables.

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Se debe aumentar la inversión y proporcionar señales claras al mercado para reducir los riesgos, y alentar a la industria a desarrollar tecnologías más sostenibles. Un ejemplo es diseñar regímenes de incentivos inteligentes que estimulen la innovación y creen cadenas de valor, en lugar de tolerar o propiciar oligopolios o subvención pública a fuentes contaminantes. Se pueden emplear los incentivos fiscales ya creados, como el índice de Nocividad en los Combustibles y el ISC.

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También se debe facilitar la planificación estratégica del sistema energético para garantizar un enfoque que perdure en el tiempo, con políticas de Estado de largo plazo, que visualicen y trabajen la transición hacia el sistema energético del futuro. Es necesaria, además, una mejor recopilación e intercambio de datos e información, a fin de respaldar una política adecuada en materia de tecnologías energéticas que faciliten y orienten las decisiones de inversión. Hay que garantizar la coherencia en las políticas públicas, el país debe realizar una nueva planificación estratégica, una aplicación más eficaz, un enfoque nuevo y sostenible. Los políticos deben empezar a comunicar y tomar decisiones de forma más estructurada y orientada a los objetivos. Necesitamos una nueva estructura de gobernanza y gobernabilidad que descanse en la sociedad civil. Se propone emprender las siguientes nuevas políticas prioritarias: • Subastas especiales para hidroeléctricas que postulan al mecanismo de desarrollo limpio, subastas para uso mayor de la energía eólica, subastas para la energía a partir de biomasa. Subastas para la energía geotérmica. • Planeamiento del desarrollo futuro de un sistema eléctrico inteligente para la red de transporte de electricidad. • Planeamiento para el uso de la energía nuclear de fisión sostenible. Para alcanzar un sistema energético interconectado con países vecinos y, luego a nivel sudamericano y sostenible, es necesario un cambio profundo de la infraestructura energética y la innovación organizativa. Ello ocurrirá a lo largo de varias décadas, transformando las infraestructuras y el sector de la energía, y representará una de las inversiones más importantes del siglo XXI. Se verán afectados sectores muy diversos, no sólo los de energía, medio ambiente y transporte, sino también los de tecnologías de la información y la comunicación, agricultura, competencia, comercio, entre otros Habrá que adoptar un enfoque multidisciplinario para abordar cuestiones que están cada vez más


interconectadas. Para planificar y desarrollar infraestructuras y políticas futuras es esencial tener pleno conocimiento de las implicaciones y la logística de las nuevas opciones en materia de tecnología energética. Debemos iniciar una acción de planificación de las redes de infraestructura y de los sistemas energéticos de países vecinos, que contribuirá a optimizar y armonizar el desarrollo de sistemas energéticos con bajo nivel de emisión de carbono, y contribuirá al desarrollo de herramientas y modelos para una prospectiva a nivel sudamericano en áreas tales como las de redes eléctricas inteligentes y bidireccionales.

Estudios recientes (tales como el Informe Stern, los informes del Grupo Intergubernamental sobre el cambio climático y los realizados por la Agencia Internacional de la Energía) confirman que un aumento mundial de la inversión en investigación e innovación en el sector energético —el doble de los niveles actuales como mínimo — proporcionará beneficios sustanciales. A fin de incrementar la calidad y el número de ingenieros e investigadores capaces de abordar los nuevos retos que plantea el sector energético, se debe promover la formación de ingenieros e investigadores. Se debe lograr una vinculación estrecha con el mundo desarrollado, crear nuevas y mejores oportunidades en materia de educación y formación. Hay que aumentar la base de recursos humanos y maximizar las sinergias entre el Estado, los sectores académicos y el sector empresarial, con miras a la cofinanciación de programas conjuntos. • El potencial disponible y el uso de la tecnología energética constituyen pilares fundamentales de las políticas relativas a la energía y al cambio climático. Es fundamental alcanzar nuestros objetivos de reducción de la dependencia del consumo de petróleo. • Debemos darle carácter vinculante a nuestros objetivos en materia de política energética; esto asegurará continuidad, esfuerzos de investigación e innovación y una política energética de Estado. • Se requiere una mejor utilización de los recursos para acelerar el desarrollo y la implantación de las energías renovables, como tecnologías del futuro con bajo nivel de emisión de carbono.

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Es esencial estar conectados a las redes científicas mundiales. Deberán abordarse dos retos: movilizar recursos financieros para la investigación y lograr que las actividades de educación y formación proporcionen recursos humanos en la cantidad y calidad requeridas para aprovechar plenamente las oportunidades tecnológicas que ofrecerá la nueva política energética.

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Escenarios para la Participación de las Energías Renovables en la Matriz Energética en el Mediano y Largo Plazo

Henry García


introducción

En ambos casos, se necesitan establecer cuáles son los impactos bajo diversos escenarios de la implementación de los mencionados dispositivos en los diferentes agentes que participan en la cadena tanto de los combustibles líquidos para uso automotor, como en la producción y generación de electricidad. Asimismo, es importante destacar que entre los diversos agentes involucrados se encuentra el usuario. Por lo tanto, es relevante estimar los impactos estimados (los cuales se reflejan en un posible incremento del precio de los combustibles o en un aumento en el precio de las tarifas eléctricas). En esto se centra el presente análisis. Desarrollar dos herramientas que permiten establecer por separado, escenarios de abastecimiento de la demanda de biocombustibles líquidos (etanol anhidro y biodiésel) y de la demanda de generación de electricidad mediante energías renovables no convencionales. Dichos escenarios se utilizan para calcular los impactos entre los diversos agentes que participan en la cadena priorizando el impacto en el público usuario. En el caso de los biocombustibles líquidos, se estiman los precios al mayorista, precio al grifero, precio al usuario final, ingresos hacia los pequeños agricultores y hacia el productor para diversas materias primas. En el caso del etanol anhidro se tiene a la caña de azúcar proveniente de plantas alcoholeras o ingenios azucareros y para el biodiésel se tiene como materias primas a la palma aceitera y a la jatropha. Mientras tanto para la generación de electricidad mediante energías renovables no convencionales se analiza las diversas fuentes renovables como la energía solar fotovoltaica, energía de biomasa, micro centrales hidroeléctricas y la energía eólica.

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En los últimos años, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció a través de la modificación del marco normativo existente, la creación de un mercado tanto para los biocombustibles líquidos como para la generación de electricidad a partir de energías renovables no convencionales. En el caso de los biocombustibles, se estableció para el etanol anhidro una mezcla del 7,8 por ciento de etanol con 92,2 por ciento de las gasolinas y en el caso del biodiésel una mezcla del 5 por ciento de biodiésel con 95 por ciento de diésel. En el caso de la generación de electricidad, se determinó que el 5 por ciento de la demanda eléctrica debe ser abastecida mediante energías renovables no convencionales, los cuales se adjudicaran mediante licitaciones a desarrollarse cada tres años.

73


Tanto en el caso de la demanda de biocombustibles como en el caso de la demanda de electricidad con energías renovables no convencionales, se ha tomado en consideración las proyecciones de demanda de combustibles y electricidad para los próximos 10 años de acuerdo a los últimos planes referenciales elaborados respectivamente por la Dirección General de Hidrocarburos y la Dirección General de Electricidad del Ministerio Energía y Minas-MEM respectivamente.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

En ambos casos, se ha tomado como hipótesis que la prioridad es abastecer el mercado interno mediante los biocombustibles líquidos o la energía eléctrica a partir de energías renovables no convencionales. No se asume que dicha energía se va a destinar a la exportación.

74

En el primer capítulo se hace una descripción de la evolución histórica de la matriz energética de los últimos 30 años. Como parte de este análisis, se incluye la evaluación de la demanda de energía por sectores económicos y tipo de fuente de energía. También se realiza un análisis de la evolución de los centros de transformación encargados principalmente de abastecer la demanda local de energía. De este modo se analiza los centros de refinación de petróleo crudo y las plantas de generación de electricidad. En el segundo capítulo se analizan los modelos desarrollados para construir escenarios en los cuales se proyecte la oferta y demanda futura tanto de los biocombustibles líquidos y las plantas de generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovable no convencional. La descripción parte por explicar las principales variables que definen tanto la oferta como la demanda de cada modelo y que sirven para construir los respectivos escenarios (optimista, conservador y pesimista para los biocombustibles líquidos y para la generación de electricidad a partir de FERNC). En ambos casos se indican cuales son los supuestos que se han considerado para cada escenario evaluado. En el tercer capítulo se presentan los resultados de haber corrido cada uno de los modelos. Para el caso del modelo para proyectar el desarrollo de los biocombustibles líquidos, se calculan tanto para la producción de biodiésel y de etanol anhidro, los ingresos y costos de los diversos actores que participan en la cadena de distribución de biocombustibles. Estos son: El pequeño agricultor, el productor comercial de la materia prima, el grifero, el distribuidor mayorista y el usuario final. Los resultados se presentan tanto a través de tablas y gráficos. En el caso del modelo para proyectar el desarrollo del parque de generación de electricidad a partir de energías renovables no convencionales (FERNC), determinan: Inversión requerida a lo largo del periodo por tipo de fuente renovable, capacidad a instalar por tipo de fuentes, estimaciones de las primas a pagar por los usuarios, estimación del incremento promedio en la tarifa eléctrica a lo largo del periodo, reducción de emisiones de CO2 equivalente, entre otros.


Para el caso del modelo de abastecimiento de los biocombustibles líquidos, el alcance del documento es partir por incorporar los resultados de diversas publicaciones realizadas en los últimos años sobre estos temas. Tal es el caso del Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria de la Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (FAO), Estudio Línea de Base de Biocombustibles en la Amazonía Peruana a cargo de SNV, Análisis de Ciclo de Vida de los Biocombustibles a cargo de la PUCP – Swisscontact, entre otros. Además de incorporar los resultados de estos trabajos en el mismo estudio se incorpora el análisis de ingresos y egresos a los diferentes agentes de la cadena de combustibles.

En el caso del modelo de abastecimiento de electricidad a partir de fuentes de energía renovable el alcance es analizar el impacto en el usuario final a través de las primas que los usuarios finales del sistema eléctrico tendrán que cubrir dependiendo de la diferencia de costos entre los costos de generación adjudicados a los proyectos en las subastas realizadas y el costo marginal promedio del sistema.

©ANDINA

La limitación que se tiene es el desconocer la estructura que tendrá este parque de generación en cuanto a participación de las diversas fuentes consideradas. Al ser esto muy variable y supeditada al interés del gobierno de turno, las opciones disponibles pueden variar en un rango muy amplio y esto origina cierta incertidumbre en los resultados del modelo.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

La principal limitación que se tiene es la falta de una cartera de proyectos suficientes para hacer una proyección a largo plazo de abastecimiento de la demanda de biocombustibles. Este aspecto, es más notorio para la producción de biodiésel a partir de aceite de palma o de jatropha. En el caso del etanol anhidro, en la costa norte se tiene suficientes proyectos a futuro no solo para abastecer el mercado interno sino también para exportar etanol al exterior.

75


capítulo

1

Política energética y las energías renovables

1.1 Análisis Histórico del Sector Energía en el Perú

Como hecho resaltante, se puede mencionar el progresivo aumento de la participación del gas natural y derivados a partir del año 2004 por el impacto de Camisea; lo cual ha contribuido a la disminución de la dependencia del petróleo crudo. Como efecto del crecimiento económico sostenido de los últimos años, también es notoria la menor participación de la biomasa (especialmente de la leña). Por lo manifestado, la hidroenergía tiene ahora una menor participación, lo que va en desmedro del gran potencial que existe (alrededor de 58 000 MW en potencia instalada).

1

E sta demanda de energía es la que incluye al abastecimiento interno de la demanda de uso final a partir de biomasa (sin transformación previa) y de la importación de energéticos tales como el diésel, coque, entre otros. Es decir, a partir de la importación de energéticos que no requieren un proceso de transformación para su consumo.

L ine ami entos para plan e st ratégico en ener gías renovable s

El Perú, en las últimas décadas, en relación a la oferta interna de energía la cual refleja el abastecimiento de los centros de transformación (refinerías, centrales eléctricas de generación, plantas de gas, entre otros) y también parte de la demanda de energía1. Como puede apreciarse, el Perú ha migrado progresivamente de una oferta interna en los años setenta —con predominio claro del petróleo crudo y derivados (53 por ciento), de la biomasa (37 por ciento) y de una participación reducida de hidroenergía, gas natural y derivados— a una economía con una marcada participación del gas natural (alrededor del 33 por ciento). De esta cifra, que equivale casi al porcentaje, le corresponde al petróleo crudo y derivados el 35 por ciento, y a la biomasa el 15 por ciento, con una reducción significativa. Por otro lado, la hidroenergía —que alcanzó su pico en el 2004 con un 17 por ciento— se ha reducido ante la penetración del gas natural en la generación de electricidad a sólo un 14 por ciento en el 2008.

77


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Gráfico 1.1 Ofertade Interna de -Energía-Perú Oferta Interna Energía Perú (1970 - (1970-2008) 2008)

78

2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 1980 1978 1976 1974 1972 1970

Carbón mineral y derivados Petróleo crudo y derivados Gas natural y derivados Biomasa Hidroenergía Energía solar

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fuente: Balances Nacionales de Energía–Ministerio de Energía y Minas.

1.1.1 Centros de transformación A fin de analizar la situación de los principales centros de transformación y cómo ha ido evolucionando la estructura de abastecimiento de energía, obsérvese los siguientes gráficos: Gráfico 1.2 Estructura del Abastecimiento de crudo Petróleo en locales Perú (1970-2008) Estructura del abastecimiento de petróleo en Crudo refinerías Refinerías Locales - Perú (1970 - 2008)

2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 1980 1978 1976 1974 1972 1970

Crudo local Crudo Importado

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Fuente: Balances Nacionales de Energía – Ministerio de Energía y Minas.

80%

90%

100%


Gráfico 1.3 Matriz de generación de electricidad Perú (1970-2008) Matriz de Generación de Electricidad Perú (1970 2008 2006 2004

Carbón mineral

2002

Querosene

2000 1998

Petróleo diésel

1996

Petróleo residual

1994

Bagazo

1992

Gas natural

1990 1988

Hidroenergía

1986

Gas de refinería

1984 1980 1978 1976 1974 1972 1970 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fuente: Balances Nacionales de Energía – Ministerio de Energía y Minas.

En el gráfico 1.2, se aprecia que el abastecimiento a las refinerías locales (seis en total) ha ido evolucionando de una etapa en la cual había una participación apreciable del petróleo crudo importado — del 20 por ciento al 40 por ciento en la década de 1970— a otra en la cual las refinerías se abastecían sólo de petróleo crudo nacional —inicios de 1980 hasta el año 1986—. Posteriormente se presenta una progresiva dependencia de las importaciones del petróleo crudo, la cual alcanza su pico el año 2007 con el 70 por ciento de participación en el abastecimiento total. Ello demuestra la reducción de las reservas de crudo local, la que sin embargo también está ligada a los precios del petróleo crudo en el mercado internacional. Éste es el caso del año 2008, en donde a consecuencia de los elevados precios del barril de crudo (alrededor de los 150 US$/Bbl), se hizo más rentable el negocio de producción de crudo y con ello se incrementó la producción local, tal como se muestra en el gráfico 1.2. Por otro lado, las plantas de generación de energía eléctrica (incluyen las centrales de generación hidroeléctricas y térmicas de las empresas autoproductoras y las conectadas al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional [SEIN]) también han migrado de una estructura altamente dependiente del petróleo diésel, cerca al 34

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

1982

79


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

80

por ciento a inicios de la década de 1970, hasta el 2008 en la cual la participación del diésel es de cerca del 8 por ciento. Asimismo, la hidroenergía ha tenido un comportamiento oscilante; a inicios de la década de 1970 tenía una participación del 40 por ciento y posteriormente se fue incrementando hasta llegar al tope del 67 por ciento en el año 2001. Las razones son entre otras, la construcción y puesta en operación de las centrales: Santiago Antúnez de Mayolo, 1.ª y 2.ª etapa de 798 MW (1973 y 1979 respectivamente); Cañón del Pato, 2.ª etapa de 154 MW (1981); Carhuaquero de 75 MW (1988); Charcani V de 136,8 MW (1988); Yanango de 40,6 MW (1991); Chimay de 11 MW (2001); y Machu Picchu de 110 MW (2002). Podemos agregar que con el ingreso de las centrales de generación a gas natural, este porcentaje de la generación hidroeléctrica disminuyó hasta el 41 por ciento en el 2008; es decir, cercano al porcentaje de participación que tenían en 1970. Otro aspecto relevante es el paulatino descenso del petróleo diésel y el petróleo residual, los cuales sumados —a inicios de la década de 1970— tenían cerca del 53 por ciento de participación, mientras que al 2008 sólo sumaban cerca del 12 por ciento. La disminución de la participación de estas fuentes, así como de la hidroenergía, se originó por el ingreso de las centrales a gas natural, las cuales de un reducido 1 por ciento en 1970 (destinada a autogeneración) aumentó hasta un 37 por ciento el 2008. En resumen, podemos indicar que la transformación de energía refleja la progresiva disminución del abastecimiento de petróleo crudo a partir de la producción local, lo cual origina un incremento en las importaciones de crudo, y un marcado aumento de la penetración del gas natural seco en la matriz de generación de electricidad. Ello ocasiona una disminución de la participación de las otras fuentes principales como el petróleo diésel, petróleo residual y la hidroenergía.

1.1.2 Demanda de energía para uso final En la demanda de energía para uso final hay muchas tendencias que se han revertido en las últimas décadas, tal como puede apreciarse en el gráfico 1.4, una de ellas es la participación de la gasolina motor en oposición al petróleo diésel. A inicios de la década de 1970, el diésel tenía una participación escasa de sólo el 10 por ciento, mientras que la gasolina motor tenía alrededor del 16 por ciento del total. Sin embargo, al 2008 esta tendencia cambió radicalmente, ya que el diésel tuvo un 28 por ciento de participación a diferencia de la gasolina que sólo mantuvo un 8 por ciento. Esto se explica en las políticas


tributarias que se han aplicado en el sector transporte, pues favorecen el consumo del diésel en vez de la gasolina, al gravarlo con un menor Impuesto Selectivo al Consumo (ISC). El gráfico muestra cómo las tendencias fueron poco a poco revirtiéndose hasta la actualidad. Por otro lado, el petróleo residual disminuyó notoriamente del 16 por ciento en 1970 a sólo el 9 por ciento durante el 2008. Otro caso que merece analizarse es el de la leña. Este combustible tenía en 1970 una participación del 32 por ciento de la demanda total. Sin embargo, conforme la situación económica del país ha ido mejorando, este porcentaje ha disminuido notoriamente hasta al alcanzar un 12 por ciento en el 2008. Es decir, cerca de la tercera parte del que tenía inicialmente.

2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 1980 1978 1976 1974 1972 1970

Carbón mineral Leña Bosta y Yareta Bagazo Coque Carbón vegetal GLP Gasolina motor Querosene Petróleo diésel Petróleo residual Otros Gas natural seco Electricidad 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Fuente: Balances Nacionales de Energía – Ministerio de Energía y Minas.

Asimismo, el incremento en la industrialización del país y los proyectos de electrificación han ocasionado que la participación de la electricidad en el consumo final de energía se incremente, desde el 6 por ciento en 1970 hasta el 22 por ciento durante el 2008. De igual forma el gas licuado de petróleo (GLP), de un marginal 1 por ciento en 1970 ha alcanzado cerca del 10 por ciento en el 2008. Ello se ha originado por la penetración del GLP en los sectores transporte, industrial y residencial, motivados por los sucesivos ingresos de los proyectos Aguaytía (1997) y, sobre todo, Camisea (2004); además de las plantas de separación de GLP que se han

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Gráfico 1.4 Matriz de consumo de energía para uso final del Perú Matriz de Consumo de Energía para(1970-2008) Uso Final del Perú (1970 - 2008)

81


venido instalando en Talara (Graña y Montero y procesadora de gas Pariñas). Una de las consecuencias de la penetración del GLP ha sido el desplazamiento del consumo del GLP en el sector residencial, lo que junto a medidas tributarias originó que la participación del querosene disminuya, desde el 13 por ciento que tuvo en 1983 hasta un 3 por ciento en el 2008.

1.2 Situación Actual y Perspectivas de las Energías Renovables

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

1.2.1 Situación actual

82

El Perú presenta un potencial enorme de energías renovables que merece la pena detallar. En primer término se tiene tres grandes aplicaciones de las energías renovables: Generación de calor. Generación de electricidad. Generación de fuerza motriz. 1.2.1.1 Generación de calor La biomasa tradicional (leña, bosta y yareta) son fuentes que principalmente se emplean para la cocción de alimentos y calentamiento de agua; esto en los sectores residenciales, especialmente en zonas rurales y periurbanas. En el caso de la bosta, ésta es específicamente usada en zonas rurales de altura, donde escasea la disponibilidad de otros energéticos. En el gráfico 1.4 se aprecia la participación de ambas fuentes en el consumo final de energía; aquí se destaca el descenso gradual de la leña en los últimos años, hasta cerca del 12 por ciento. Por el lado de la bosta esta variación ha sido pequeña a lo largo de los años. Del mismo modo, el bagazo (residuo fibroso proveniente del procesamiento de la caña de azúcar) ha sido utilizado en los ingenios azucareros para la generación de calor —del vapor de agua de las calderas— y la generación de electricidad —asociada a las turbinas de vapor que operan con las calderas—. En el gráfico 1.3 puede verse la participación del bagazo en la matriz de generación de electricidad, y en el gráfico 1.4 su participación en el consumo final de energía (asociada al sector agroindustrial).


Además, en este rubro podemos considerar a la energía solar para usos térmicos. Se incluye a las termas solares (muy difundidas en la sierra sur del país en donde llegan a alrededor de las 30 000 unidades), también a los invernaderos, cocinas y secadores solares, los cuales pese a que se utilizan muy marginalmente tienen zonas específicas en donde han sido muy exitosas. Tal es el caso de los secadores “Modelo Troje” en el valle del Urubamba en el Cusco y las cocinas solares en la sierra de Ancash. 1.2.1.2 Generación de electricidad

Sin embargo, cabe hacer la salvedad y diferenciar la generación en centrales hidroeléctricas de mediana capacidad para arriba (potencias mayores de 20 MW) y en las pequeñas centrales (menores de 20 MW), debido a que tienen un marco regulatorio muy diferenciado. El estudio que se hizo para evaluar el potencial hidroeléctrico en el Perú, data del año 1977 y fue realizado con el apoyo de la Agencia de Cooperación Técnica Alemana (GTZ). Este estudio determinó un potencial técnico total de 61 832 MW. Asimismo, se estimó un potencial de alrededor de 1 000 MW para pequeñas centrales hidroeléctricas (menores de 10 MW). Actualmente, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) viene actualizando dicho trabajo, con el fin de determinar los proyectos de generación hídrica con potencias menores de los 100 MW que son más rentables. El cuadro 1.1 presenta el potencial hidroeléctrico por regiones obtenido de dicho estudio. Como resultado de la última subasta realizada por el gobierno para generación con Fuentes de Energía Renovables No Convencionales (FERNC), se tienen adjudicados 17 proyectos hidroeléctricos con potencias menores de los 20 MW, que hace una potencia total de 161,7 MW y una energía anual comprometida de 1 016,63 GWh anuales.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

La hidroenergía ha sido la principal fuente de energía renovable para la generación de electricidad, tanto en el sistema interconectado como en sistemas aislados (especialmente asociados a empresas mineras y algunas industrias). Al respecto, del total de la potencia instalada al 2009 de 5 325,8 MW, las centrales hidroeléctricas tienen un total de 2 938,2 MW, es decir el 55 por ciento.

83


Cuadro 1.1 Potencial hidroeléctrico nacional teórico y técnico por regiones Región Amazonas

14 114

4 234

Ancash

5 555

1 667

Apurímac

1 347

404

Arequipa

8 362

2 509

Ayacucho

Cajamarca

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cusco

84

Potencia teórica, MW Potencia técnica, MW

3 807

1 142

24 501

7 350

Huancavelica

Huánuco

Ica

2 552

766

16 054

4 816

1 649

495

886

266

Lima

7 444

2 233

Loreto

54 936

16 481

Madre de Dios

9 445

2 834

Moquegua

1 508

452

Junín La Libertad Lambayeque

Pasco

Piura

931

279

Puno

573

172

37 278

11 183

Tacna

398

119

Tumbes

295

89

Ucayali

14 472

4 342

206 107

61 832

San Martín

Total

Fuente: PRE 2009-2021, MEM. Elaboración propia.

La energía eólica tiene principalmente aplicaciones a pequeña escala en sistemas aislados y proyectos demostrativos (generalmente con potencias menores de los 100 kW). También se viene fomentando su uso a través de sistemas híbridos, como los instalados recientemente por la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del Ministerio de Energía y Minas en Cajamarca. Además de los que viene realizando la propia DGER a través del proyecto Eurosolar en 130 comunidades del país ubicadas en zonas rurales y


aplicado a sistemas comunales (sistemas de bombeo, postas médicas, equipos de telecomunicación, entre otros). En relación a los sistemas de sistemas conectados al SEIN, sólo se tienen dos turbinas con un total de 0,7 MW e instaladas para fines demostrativos (una en Marcona y otra en Malabrigo). Luego de la última subasta realizada en enero del 2010, se ha adjudicado un total de tres proyectos con una potencia instalada de 142 MW y una energía anual comprometida de 571 GWh, a partir del 2012.

Como ya se mencionó anteriormente, la generación a partir de la biomasa se realiza en sistemas autoproductores de electricidad en los ingenios azucareros, los cuales utilizan el bagazo para este fin. Ello se muestra en el cuadro 1.4. De manera análoga a lo procedido con la energía hidráulica, la eólica y la solar, después de la última subasta realizada, se tienen adjudicadas dos centrales a biomasa (una a partir del bagazo y otra del biogás proveniente de rellenos sanitarios). La potencia total es de 27,5 MW y la energía anual comprometida de 143,3 GWh.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

La energía solar en la actualidad tiene aplicaciones para la generación de electricidad a través de pequeños sistemas (potencias menores de 30-50 kW), la mayor parte destinada a sistemas de telecomunicación, educación a distancia y postas médicas. Además se tienen instalaciones orientadas a proyectos de electrificación rural, de sistemas domiciliarios descentralizados —con potencias típicas de 35-60 Wp por vivienda—, y sistemas de uso comunal —con potencias menores de 1 000 Wp—. Finalmente, cabe destacar la implementación de proyectos pilotos por parte de la DGER, en base a sistemas fotovoltaicos, para usos productivos en Puno, con potencia de alrededor de 1 kWp, y de sistemas centralizados de 250 kWp en la comunidad de Padre Cocha en Loreto. Sobre los sistemas conectados al SEIN, al igual que la energía eólica y a raíz de la última subasta de proyectos de generación con FERNC, se tienen previstos cuatro proyectos fotovoltaicos de 20 MW cada uno, que deben instalarse el año 2012 con un total de energía anual comprometida de 172,94 GWh.

85


Cuadro 1.2 Potencia instalada en ingenios azucareros por central, MW Nombre de la central

Potencia instalada MW

Tipo

Compañía Peruana del Azúcar S.A.

CT Compañía Peruana del Azúcar

3,0

Interconectado

Áncash

Complejo Agroindustrial Cartavio S.A.

CT ASCOPE

9,8

Aislado

La Libertad

Empresa Agroindustrial Cayaltí

CT Turbinas-Planta Fuerza

7,2

Interconectado

Lambayeque

Empresa Agroindustrial Pomalca

CT Pomalca

12,5

Interconectado

Lambayeque

Empresa Agroindustrial Pucalá S.A.

CT Casa Fuerza-Fábrica

8,5

Interconectado

Lambayeque

Empresa Agroindustrial Tumán S.A.

CT Tumán

8,4

Aislado

Lambayeque

Empresa Agroindustrial Laredo

CT Laredo

5,0

Interconectado

La Libertad

Empresa Agroindustrial Casa Grande S.A.

CT Casa Grande

24,6

Aislado

La Libertad

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Empresa

86

Total

Región

79,0

Fuente: Dirección General de Electricidad MEM.

Los cuadros 1.2 y 1.3 permiten diferenciar la potencia instalada por región a partir de las energías renovables convencionales y no convencionales, tanto en el SEIN como en los sistemas aislados. Cuadro 1.3 Potencia instalada de generación de electricidad con recursos energéticos renovables (RER) en el sistema interconectado, kW Región

PCH

Eólico

Biomasa

Biogás

Solar

Geotérmica

Total

Amazonas

-

-

-

-

-

-

-

Ancash

-

-

3 000,0

-

-

-

3 000,0

Apurímac

7 510,0

-

-

-

-

-

7 510,0

Arequipa

-

-

-

-

-

-

-

Ayacucho

-

-

-

-

-

-

-

Cajamarca

3 810,0

-

-

-

-

-

3 810,0

-

-

-

-

-

-

-

4 490,0

-

-

-

-

-

4 490,0

Huánuco

-

-

-

-

-

-

-

Ica

-

450,0

-

200,0

-

-

650,0

Junín

12 700

-

-

-

-

-

12 700,0

La Libertad

7 680,0

250,0

5 000,0

-

-

-

12 930,0

Lambayeque

-

-

28 190,0

-

-

-

28 190,0

Lima

-

-

-

-

-

-

-

Cusco Huancavelica


Región

Eólico

Biomasa

Biogás

Solar

Geotérmica

Total

Loreto

-

-

-

-

-

-

-

Madre de Dios

-

-

-

-

-

-

-

Moquegua

-

-

-

-

-

-

-

Pasco

11 010,0

-

-

-

-

-

11 010,0

Piura

31 180,0

-

-

-

-

-

31 180,0

Puno

2 400,0

-

-

-

-

-

2 400,0

San Martín

-

-

-

-

-

-

-

Tacna

-

-

-

-

-

-

-

Tumbes

-

-

-

-

-

-

-

Ucayali

-

-

-

-

-

-

-

80 780

700,0

36 190,0

200,0

-

-

117 870,0

Total

Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.

Gráfico 1.5 Participación de las Tecnologías RER Conectadas al Sistema Interconectado Participación de las tecnologías RER en el sistema interconectado Eólico

0,6%

PCH

68,5%

Total: 117,9 MW

Biomasa

30,7%

Biogas

0,2%

Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.

La principal fuente son las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) que representan el 68,5 por ciento del total de la potencia instalada con 80,8 MW (se excluyen las centrales hidráulicas de envergadura por no ser consideradas RER), le sigue la biomasa con el 30,7 por ciento y 36,2 MW instalados. En el caso de la energía eólica, sólo se cuenta con un total de 0,7 MW que corresponde a las centrales de Malabrigo y Marcona.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

PCH

87


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro 1.4 Resumen de potencia instalada de unidades de generación eléctrica a partir de RER en sistemas aislados, kW

88

Región Amazonas Ancash Apurímac Arequipa Ayacucho Cajamarca Cusco Huancavelica Huánuco Ica Junín La Libertad Lambayeque Lima Loreto Madre de Dios Moquegua Pasco Piura Puno San Martín Tacna Tumbes Ucayali Total

PCH 23 720,0 6 520,0 16 850,0 3 300,0 12 100,0 4 730,0 29 280,0 9 000,0 22 850,0 500,0 870,0 129 720,0

Eólico 1,0 10,1 1,0 5,0 2,0 8,7 2,0 1,2 1,5 32,5

Biomasa 34 400,0 8 400,0 42 800,0

Biogás -

Solar 189,8 279,4 105,2 247,1 136,4 495,1 580,0 105,5 205,1 40,0 173,8 131,6 126,2 196,6 382,7 25,2 30,3 132,3 312,2 265,1 228,5 43,4 27,2 269,9 4728,5

Geotérmica -

Total 23 909,8 6 799,4 105,2 247,1 137,4 17 355,2 3 881,0 105,5 205,1 45,0 12 275,8 39 261,6 8 534,9 29 478,6 382,7 25,2 9 031,5 22 982,3 813,7 265,1 228,5 43,4 27,2 1 139,9 177 281,0

Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración: Propia.

Participación de las Tecnologías RER en la Capacidad Instalada en Sistemas Aislados Gráfico 1.6

Participación de las tecnologías RER en la capacidad instalada en sistemas aislados Biomasa

24%

PCH

73%

Total: 177,28 MW

Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.

Solar

3%


Respecto a los sistemas aislados, la potencia instalada de generación de electricidad con RER asciende a 177,28 MW, siendo La Libertad la región que tiene mayor potencia instalada con 39,2 MW, de los cuales 34,4 MW corresponden a generación de electricidad en base a biomasa. El segundo lugar se ubica en la región Lima con 29,48 MW, siendo el tipo de tecnología más usada la PCH. La tercera región con mayor potencia instalada de RER es Amazonas con 23,91 MW, de los cuales 23,72 MW corresponden a PCH. Por otro lado, la región con la menor potencia instalada es Tumbes con tan sólo 27,2 kW, correspondiente a energía solar fotovoltaica.

1.2.1.3 Generación de fuerza motriz Para este tipo de aplicaciones desde hace un par de años se ha establecido un marco normativo que promueve el empleo de algunos biocombustibles líquidos, como el etanol anhidro y el biodiésel. Para la producción de etanol anhidro se emplea caña de azúcar proveniente del proyecto Caña Brava en Piura; están previstos otros dos proyectos en la costa norte del país para los siguientes años. Respecto del biodiésel, parte de él se obtiene importándolo de Estados Unidos, Argentina y Ecuador; en el mercado local se produce en Palma del Espino a partir de la palma aceitera. Existen otros proyectos con capacidad instalada para producir biodiésel, aunque sin provisión local disponible de materia prima; éste es el caso de Heaven Petroleum y Pure Biofuels. Otro caso es el de una empresa limeña que obtiene biodiésel a partir del aceite reciclado de centros de comida rápida y restaurantes.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Tomando en consideración el tipo de tecnología, la mayor potencia está dada por las PCH, con una potencia instalada del orden de 129,7 MW, representando ello el 73 por ciento del total. La segunda fuente es la biomasa, con un total de 42,8 MW y 24 por ciento de participación; esto exclusivamente en las regiones de Lambayeque y La Libertad. Otra fuente de importancia está dada por la energía solar fotovoltaica, con una potencia pico instalada de 4,7 kWp y una participación del 3 por ciento. La tecnología eólica, si bien cuenta con una potencia instalada de 32,5 kW al 2004, su participación es cercana a cero. Las otras fuentes como el biogás y la geotérmica no son utilizadas en sistemas aislados, por lo cual su participación es nula.

89


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Para el biodiésel se ha establecido un 2 por ciento de mezcla obligatoria con diésel, mientras que para el etanol anhidro el porcentaje es del 7,8 por ciento de mezcla con gasolina; esto se viene aplicando gradualmente en algunas regiones para extenderlo a todo el país. Sin embargo, cabe resaltar que existen otros biocombustibles líquidos que se emplean marginalmente en algunas zonas (especialmente en selva) y que no se amplía su mercado debido a que su uso no está amparado por el marco normativo existente. Éste es el caso del aceite vegetal combustible y del etanol hidratado.

90

1.3 Potencial de Generación con Energías Renovables y Perspectivas Respecto al potencial de generación de electricidad con RER, se presenta a continuación el potencial de las diversas fuentes consideradas a nivel regional, de tal manera que permita tomar conocimiento de las fortalezas de cada una de las regiones respecto al uso de renovables. Cuadro 1.5 Potencial de generación de electricidad con RER en el sistema interconectado, MW Región

Hídrico

Eólico

Biomasa

Biogás

Amazonas

4 234,2

Ancash

6,0

5,4

1,6

-

-

4 247,2

1 666,5

138,0

8,2

2,5

-

-

1 815,2

Apurímac

404,1

-

0,9

2,6

-

-

407,6

Arequipa

2 508,6

1 158,0

6,4

4,9

-

-

3 677,9

Ayacucho

-

-

0,1

3,2

-

-

3,3

Cajamarca

1 142,1

3 450

5,9

4,7

-

-

4 602,6

Cusco

7 350,3

-

3,0

4,0

-

-

7 357,3

Huancavelica

-

-

2,3

1,6

-

-

3,9

Huánuco

-

-

1,9

2,6

-

-

4,5

765,6

9 144,0

1,6

0,4

-

-

9 911,6

4 816,2

-

0,1

2,0

-

-

4 818,3

La Libertad

494,7

282,0

47,3

3,1

-

-

827,1

Lambayeque

265,8

564

23,8

0,9

-

-

854,5

Lima

2 233,2

156,0

19,2

5,5

-

-

2 413,8

Loreto

16 480,8

-

15,7

0,4

-

-

16 496,9

2 833,5

-

4,7

0,4

-

-

2 838,6

Ica Junín

Madre de Dios

Solar

Geotérmica

Total


Región

Hídrico

Eólico

452,4

-

-

0,2

-

-

452,6

-

-

1,7

1,0

-

-

2,7

Piura

279,3

7 554,0

6,7

2,4

-

-

7 842,5

Puno

171,9

-

0,1

4,9

-

-

176,9

11 183,4

-

11,3

1,4

-

-

11 196,1

119,4

-

0,1

0,3

-

200,0

319,8

Tumbes

88,5

-

1,9

0,1

-

-

90,5

Ucayali

4 341,6

-

8,9

0,6

-

-

4 351,0

61 832,1

22 452,0

177,2

51,3

-

200,0

84 712,5

Moquegua Pasco

San Martín Tacna

Total

Biomasa

Biogás

Solar

Geotérmica

Total

Fuente: Estudios diversos del MEM. Elaboración Propia.

Asimismo, en el caso de la energía eólica, se observa que ciertas regiones no presentan potencial aprovechable, ello se debe a los criterios utilizados durante la elaboración del Atlas Eólico del Perú y el nivel de detalle del mismo. Por ello, a efectos de conocer el potencial eólico con mayor detalle, se deben realizar estudios más profundos y exhaustivos. Respecto a la energía solar, aunque no se muestra un potencial explícito, éste depende de las características de radiación solar de las regiones. En las regiones con alta radiación, el aprovechamiento de dicho energético es económicamente viable; en consecuencia, deben realizarse estudios detallados a fin de conocer el potencial real de la zona. De manera similar en el caso de la energía geotérmica, la ausencia de valores se debe a que no existe una estimación por regiones y sólo se presenta el potencial establecido por los estudios preliminares realizados en los campos de Borateras y Calientes en la región de Tacna.

1.3.1 Resultados de la primera subasta de las FERNC y perspectivas A continuación se presentan los resultados de la primera subasta de generación de electricidad a partir de las FERNC realizada por el Gobierno peruano en enero del 2010.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Como se observa en el cuadro, en el caso de la energía hídrica, si bien no se manifiesta potencial para las regiones de Ayacucho, Huancavelica, Huánuco y Pasco, esto se debe a que durante su estimación se han considerado unidades convencionales. Pero no se descarta la existencia de potencial para la instalación de PCH, por lo cual se deben realizar estudios específicos para los diferentes proyectos.

91


Cuadro 1.6 Resultados de 1.ª subasta de proyectos de generación con FERNC (A) ERNC (sin incluir las hidroeléctricas menores a 20 MW) Tecnología Biomasa Biomasa Total Biomasa

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

92

Precio ofertado (US$/MWh) 110,00

Factor de planta 73,00

52,00

23,00

57,00

115,00

63,45

27,40

59,57

143,30

Marcona

65,50

32,00

52,93

148,38

Central Eólica Talara Central Eólica Cupishnique

87,00

30,00

56,00

119,67

85,00

80,00

43,00

302,95

80,35

142,00

45,87

571,00

215,00

20,00

28,90

50,68

222,50 225,00

20,00 20,00

21,50 26,90

37,63 47,20

223,00

20,00

21,40

37,44

221,09 105,06

80,00 249,40

24,68

172,94 887,24

Proyecto

Petramas S.A.C. Huaycoloro Agroindustrial Paramonga Central S.A.C. Cogeneración

Eólica

Consorcio Cobra Perú/ Energía renovable Energía Eólica S.A.

Eólica

Energía Eólica S.A.

Eólica

Potencia a instalar (MW) 4,40

Postor

Total Eólica Solar

Consorcio Panamericana

Solar Solar

Solar Grupo T Consorcio Tacna Solar

Solar

Grupo T Solar

Total Solar Total General

Panamericana Solar 20TS Majes Solar Tacna Solar Repartición Solar 20T

Energia ofertada durante el año (GWh) 28,30

(B) Hidroenergía (Centrales con potencias menores a 20 MW) Tecnología

Postor

Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Hidroeléctrica Energoret Hidroeléctrica Energía del Perú Hidroeléctrica Energía del Perú Hidroeléctrica Energía del Perú Hidroeléctrica Energía del Perú Hidroeléctrica Eléctrica Yanapampa S.A.C. Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Hidroeléctrica Maja Energía Hidroeléctrica Duke Energy Hidroeléctrica Duke Energy Hidroeléctrica SINERSA Hidroeléctrica SINERSA Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Hidroeléctrica Eléctrica Santa Rosa Hidroeléctrica Hidro Cañete Total Hidroeléctrica

Proyecto Central Hidroeléctrica Santa Cruz Shima Ángel III La Joya Ángel II Ángel I Yanapampa Huasuhuasi Roncador Central Caña Brava Central Carhuaquero Central Hidroeléctrica Poechos Hidro Chancay Huacahuasi Santa Cruz II Pumacane Hidro Nuevo Imperial

Fuente: OSINERGMIN – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).

Precio ofertado (US$/MWh) 55,00 64,00 59,90 59,95 59,98 59,97 56,00 57,00 59,85 70,00 70,00 59,50 58,50 58.00 55,00 60,00 55,99 60,04

Potencia a Factor de instalar (MW) planta 6,0 5,00 19,95 9,60 19,95 19,95 4,13 8,00 3,80 6,0 10,00 10,00 19,20 7,86 6,50 1,80 3,97 161,71

65,00 75,00 75,00 65,00 75,00 75,00 77,43 70,50 88,89 41,00 76,00 75,00 85,00 70,00 66,00 71,30 81,34 73,70

Energia ofertada durante el año (GWh) 29,50 39,92 131,00 65,00 131,05 131,05 28,00 42,50 28,12 21,50 66,50 50,00 143,00 42,50 33,00 9,00 25,00 1 016,63


Sobre las metas previstas por el gobierno pasado para la generación de electricidad con biomasa se tiene un amplio porcentaje no cubierto que ha quedado pendiente para la segunda convocatoria de la subasta, la cual está actualmente en proceso. Parte de dicho margen no cubierto ha sido transferido a proyectos eólicos.

1.4 Biocombustibles - Perspectivas

Aquí, el tema es qué grado de sostenibilidad tienen estos proyectos, partiendo de los requerimientos de agua necesarios para desarrollar estas 30 000 ha, y teniendo en cuenta que incluyen las áreas asignadas al proyecto Caña Brava. El análisis desarrollado por la FAO2 indica que si no se hace más eficiente el sistema de distribución y almacenamiento de agua en la represa de Poechos, sólo se dispondría de ésta para abastecer el 50 por ciento de la demanda futura de los proyectos cañeros de etanol. Esto sin comprometer la disponibilidad de agua para consumo humano o para usos industriales, previamente asignados en la zona. Otra posibilidad para la producción de etanol anhidro es a partir de los ingenios azucareros, los cuales lo obtendrían como un coproducto del proceso de producción de azúcar. De los 11 ingenios azucareros que actualmente existen, se tiene un estimado de producción local anual de alcohol rectificado de 30 MML3; lo que da una muestra del potencial existente. No obstante, dichas empresas no han incursionado en esta actividad debido a que perderían la posibilidad de acogerse a la Ley de Promoción Agraria, ya que la actividad de producción de etanol anhidro no está incluida en este régimen. Esta ley implica el pago del 15 por ciento del Impuesto a la Renta (IR) de tercera categoría, la depreciación del 20 por ciento de las inversiones en obras de infraestructura hidráulica y obras de riego, y la recuperación anticipada del pago del Impuesto General a las Ventas (IGV) para la adquisición de bienes de capital e insumos, entre otros. 2

Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria.

3

Estudio: Perfil del mercado y análisis de la competitividad del etanol, Mincetur.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Los biocombustibles líquidos convencionales (biodiésel, a partir del aceite de palma, y etanol anhidro, a partir de la caña de azúcar) han demostrado en nuestro medio que tienen un potencial de desarrollo importante. Muestra de ello es que en la actualidad el proyecto Caña Brava —ubicado en la costa norte del país— viene exportando el 90 por ciento de su producción de etanol a Europa (alrededor de un embarque cada dos meses de 6 500 m3 por vía marítima). Además, por el lado del etanol anhidro se tienen otros dos proyectos en cartera —en la misma región— que deberían entrar a operar en los próximos dos años.

93


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

94

Por otro lado, en relación al biodiésel, el principal potencial existente es a partir del aceite de palma. No obstante, se tiene el inconveniente de que el país es deficitario en producción de aceite vegetal (del cual la palma aceitera es una de sus principales materias primas en el proceso de obtención). Asimismo, se corre el riesgo de que ante un alza de los precios del biodiésel o del aceite vegetal de palma, se incentive la tala indiscriminada de bosques primarios, como ya ha sucedido en la localidad de Barranquita, Región de San Martín. Por otro lado, hay que considerar que este mercado es altamente competitivo, razón por la cual se explica que las refinerías peruanas hayan optado por abastecerse de biodiésel importado mayormente de Estados Unidos (al dumping comprobado, el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI) ha sancionado con medidas correctivas) o de nuestro vecino Ecuador. Otro aspecto para considerar es el grado de inclusividad que se espera obtener de este tipo de actividades —sobre todo en la producción de biodiésel—, ya que tradicionalmente los ingenios azucareros y ahora las alcoholeras trabajan bajo esquemas de producción mixta (un porcentaje que cubre el ingenio y otro cubierto por los pequeños agricultores). De la experiencia de otros países parece poco probable que se obtenga un alto impacto en la generación de empleo local y, con ello, de inclusividad y desarrollo de las economías locales; por lo menos mientras no se determinen herramientas económicas orientadas a subsidiar el incremento en los costos, comparados con esquemas netamente comerciales. Esto es más relevante aún para el caso de proyectos con alto contenido social y comercialmente poco competitivos, como la producción de aceite vegetal combustible, biodiésel a partir de piñón o jatropha, etanol proveniente del sorgo, entre otros. Asimismo, se debe de tener en cuenta que la sostenibilidad de estos proyectos va de la mano con la capacidad de planeación estratégica de parte del Estado, tanto a nivel del Gobierno central como de los gobiernos regionales. En este aspecto es muy importante implementar metodologías y herramientas que permitan —entre otros aspectos— hacer una evaluación de la disponibilidad de los recursos naturales existentes (suelo, agua), así como evaluar los posibles impactos sociales y ambientales, o los relativos a la economía local y nacional como consecuencia del desarrollo de estos proyectos. Si se añade a este enfoque el avance en los procesos de titulación de tierras y llenado de los vacíos legales, se habrá avanzado mucho en el desarrollo sostenible, no sólo de los proyectos de producción de biocombustibles líquidos, sino en el desarrollo de la bioenergía en general.


De esta forma se conseguiría equilibrar la balanza ante las iniciativas privadas actualmente en camino y aquellas que se han previsto realizar en el futuro (solamente en el estudio del Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo [SNV]“Línea de base de biocombustibles en la Amazonía peruana” del 2006 se identificaron 64 iniciativas). El Estado en su conjunto tiene la obligación de encauzar dichas iniciativas dentro de un marco de desarrollo sostenible del país. ©ANDINA

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

95


capítulo

2

Formulación de escenarios probables y posibles

A fin de formular los escenarios probables y posibles para el periodo 2010 al 2040, se ha considerado tanto la generación de energía eléctrica mediante energías renovables no convencionales como por la producción de biocombustibles líquidos (etanol anhidro y biodiésel).

Cuadro 2.1 Tipos de FERNC Energía hidroeléctrica (Centrales hidroeléctricas con potencia menor de 20 MW). Energía eólica Energía geotermal Energía de la biomasa Fuente: Resultado 1.ª subasta FERNC – OSINERGMIN.

Por otro lado, en el caso de los biocombustibles líquidos en el Perú, el porcentaje establecido es del 7,8 por ciento para el etanol anhidro y 2 por ciento para el biodiésel, el cual aumenta hasta el 5 por ciento en el 2011. No se ha realizado el modelamiento de las otras fuentes de energía renovables tradicionales para generación de calor (energía solar para aplicaciones térmicas; biomasa por consumo de bagazo en la industria; consumo de leña, bosta, yareta y carbón vegetal) por las siguientes razones: • El desarrollo de estos mercados está ligado a la oferta y la demanda y no existe una regulación que promueva directamente su empleo. En la mayoría de los casos, su utilización se da en mercados informales y cuando no se dispone de otras fuentes energéticas disponibles.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

En ambos casos se han seleccionado dichas aplicaciones debido a la promulgación en los últimos años de la reglamentación que establece la obligatoriedad de su empleo. De este modo, en el caso de la generación de energía eléctrica al SEIN mediante Fuentes de Energía Renovables No Convencionales (FERNC), se ha establecido mediante el Decreto Legislativo N.° 1002 Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con Uso de Energías Renovables, que hasta el 5 por ciento del total de la demanda eléctrica debe ser cubierta a partir de las FERNC. Que son las siguientes:

97


• Dado que algunos de estos energéticos tradicionales compiten en el uso con otros, como es el caso de la leña con el querosene, su uso estará ligado también al energético con el cual compite o del bien sustituto. Por ejemplo, en casos en los que el consumo de leña en mercados locales (algunas ciudades del interior del país) compite en calidad y costo con el querosene. Por tanto, proyectar su demanda está ligado a establecer las relaciones mediante las cuales compite con su bien sustituto. Estas relaciones están consideradas en los llamados modelos de sustituciones.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Por tanto, el modelamiento que se ha realizado está dirigido a los mercados regulados en donde las energías renovables, más que competir, tienen establecida su demanda a través de las regulaciones del gobierno.

98

A continuación, presentamos los escenarios establecidos para las energías renovables:

2.1 Modelo para Proyectar el Desarrollo de los Biocombustibles Líquidos - Periodo 2010-2040 Para este modelo se tienen las siguientes variables:

2.1.1 Proyecciones de la oferta y demanda del etanol anhidro Se consideran las siguientes variables: Cuadro 2.2 Variables

Precio de exportación del etanol anhidro en el mercado local. Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de etanol (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010). Precio de tonelada de CO2 equivalente.

Fuente

Unidad

Rango de precios obtenido de aduanas (2009 – 2010).

US$/L

Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria, realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.

Escenario 1: Producción etanol de caña de azúcar 60% comercial – 40% pequeños agricultores. Escenario 2: Producción etanol caña de azúcar 100% comercial. Escenario 3: Producción de etanol en la selva. Escenario 4: Producción etanol – melaza baja productividad. Escenario 5: Producción etanol – melaza alta productividad.

Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria, realizado en el Perú Tipo de materia prima. a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Precio de paridad de importación Dirección General de Hidrocarburos de la gasolina. – Ministerio de Energía y Minas.

US$/t Caña de azúcar, melaza de caña. Desfavorable, tendencial, favorable. Rango correspondiente a los precios de paridad de importación (PPI) registrados en los últimos 3 años.


Variables

Fuente

Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.

Unidad

Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Tierras eriazas; bosque secundario; bosque primario Biocombustibles – PUCP 2010. Estudio Apoyo Consultoría – Rango de márgenes determinados de acuerdo al estudio de MEM – determinación cadena de referencia. combustible.

Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

2.1.2 Proyecciones de la oferta y demanda del biodiésel Cuadro 2.3 Variables

Fuente

Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de biodiésel (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010).

Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.

Precio de tonelada de CO2 equivalente.

Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú Tipo de materia prima. a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Precio de paridad de importación Dirección General de Hidrocarburos del diésel. – Ministerio de Energía y Minas. Tipo de terreno en el cual se Estudio Análisis de ciclo de vida de desarrolla la fase agrícola. biocombustibles – PUCP 2010. % de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones Realizado a criterio del autor. (cultivos alimenticios). Estudio Apoyo Consultoría – Margen de refinación de las MEM – determinación cadena de refinerías locales. combustible.

US$/L Escenario 6: Producción de biodiésel de palma: 60% Comercial – 40% Pequeños agricultores. Escenario 7: Producción de biodiésel de palma 100% comercial. Escenario 8: Producción de biodiésel de jatropha – baja productividad. Escenario 9: Producción de biodiésel de jatropha – alta productividad. US$/t Palma aceitera; jatropha. Desfavorable, tendencial, favorable. Rango correspondiente a los PPI registrados en los últimos 3 años. Tierras eriazas, bosque secundario, bosque primario. Porcentaje determinado por el autor. Rango de márgenes determinados de acuerdo al estudio de referencia.

Fuente: Elaboración propia.

2.1.3 Escenarios considerados A fin de determinar los escenarios se consideraron los siguientes parámetros.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Precio de importación del biodiésel Rango de precios obtenido de en el mercado local. aduanas (2009 – 2010).

Unidad

99


2.1.3.1 Escenarios considerados para la producción de etanol anhidro 2.1.3.1.1 Escenario optimista Cuadro 2.4 Variables

Fuente

Precio de exportación del etanol anhidro en el mercado local.

Rango de precios obtenido de aduanas (2009 – 2010).

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de etanol (de acuerdo al Proyecto Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. la FAO en el Perú entre el 2008-2010).

100

Precio de tonelada de CO2 equivalente. Materia prima. Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación de la gasolina. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola. Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

Reportes web de las Naciones Unidas Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible.

Unidad 0,52 US$/L Escenario 1: Producción etanol de caña de azúcar 60% comercial – 40% pequeños agricultores. 20 US$/t Caña de azúcar. Favorable. 0,99 US$/L Tierras eriazas. 0,001 US$/L

2.1.3.1.2 Escenario tendencial Cuadro 2.5 Variables Precio de exportación del etanol anhidro en el mercado local. Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de etanol (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010). Precio de tonelada de CO2 equivalente. Materia prima. Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación de la gasolina. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola. Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

Fuente Rango de precios obtenido de Aduanas (2009-2010).

Unidad 0,60 US$/L

Escenario 2: Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado Producción etanol en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. caña de azúcar 100% comercial. Reportes web de las Naciones Unidas. 5 US$/t Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado Caña de azúcar. en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Tendencial. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de 0,59 US$/L Energía y Minas. Estudio análisis de ciclo de vida de biocombustibles – Tierras eriazas. PUCP 2010. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación 0,011 US$/L cadena de combustible.


2.1.3.1.3 Escenario pesimista Cuadro 2.6 Variables

Fuente

Precio de exportación del etanol anhidro en el mercado local. Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de etanol (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010). Precio de tonelada de CO2 equivalente. Materia prima.

Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

Estudio bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible.

0,75 US$/L Escenario 4: Producción etanol – melaza baja productividad. 20 US$/t Melaza. Desfavorable. 0,32 US$/L Tierras eriazas. 0,021 US$/L

2.1.3.2 Escenarios considerados para la producción de biodiésel 2.1.3.2.1 Escenario optimista Cuadro 2.7 Variables

Precio de importación del biodiésel en el mercado local. Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de biodiésel (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010). Precio de tonelada de CO2 equivalente. Tipo de materia prima. Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación del diésel. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola. Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios). Margen de refinación de las refinerías locales. Abastecimiento de la demanda de biodiésel a partir de producción local.

Fuente: Elaboración propia.

Fuente

Rango de precios obtenido de aduanas (20092010). Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. Estudio análisis de ciclo de vida de biocombustibles – PUCP 2010

Unidad 0,57 US$/L Escenario 7: Producción de biodiésel de palma 100% comercial. 20 US$/t Palma aceitera. Favorable. 1,11 US$/L Bosque secundario.

Realizado a criterio del autor.

50%

Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible.

0,001 US$/L

Resultado del modelo.

94,5%

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación de la gasolina. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.

Rango de precios obtenido de aduanas (20092010).

Unidad

101


2.1.3.2.2 Escenario tendencial Cuadro 2.8 Variables

Precio de importación del biodiésel en el mercado local.

Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010).

Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de biodiésel (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en el Perú entre el 2008-2010).

Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.

Precio de tonelada de CO2 equivalente.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Tipo de materia prima.

102

Fuente

Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación del diésel. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola. Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios). Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010.

Unidad 0,88 US$/L Escenario 6: Producción de biodiésel de palma: 60% Comercial – 40% pequeños agricultores. 5 US$/t Palma aceitera. Tendencial. 0,64 US$/L Bosque secundario.

Realizado a criterio del autor.

50%

Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible.

0,011 US$/L

2.1.3.2.3 Escenario pesimista Cuadro 2.9 Variables

Precio de importación del biodiésel en el mercado local. Escenarios de costos de materia prima y costos de fabricación de biodiésel (de acuerdo al Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria que desarrolló la FAO en Perú entre el 2008-2010). Precio de tonelada de CO2 equivalente. Tipo de materia prima. Desarrollo de cartera de proyectos. Precio de paridad de importación del diésel. Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola. Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios). Margen de refinación de las refinerías locales. Fuente: Elaboración propia.

Fuente

Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010). Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Reportes web de las Naciones Unidas. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Realizado a criterio del autor. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. Estudio Análisis de ciclo de vida de Biocombustibles – PUCP 2010.

Unidad 1,28 US$/L Escenario 8: Producción de biodiésel de jatropha – baja productividad. 0 US$/t Jatropha. Desfavorable. 0,39 US$/t Bosque primario.

Realizado a criterio del autor.

0%

Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible.

0,021 US$/L


2.2 Modelo para Proyectar el Desarrollo del Parque de Generación de Electricidad a partir de Energías Renovables no Convencionales (2010-2040) La metodología que se ha llevado a cabo es, en principio, el análisis de la demanda total proyectada de electricidad por escenarios al 2021, de acuerdo al Plan Referencial de Energía (PRE) al 2021. Una vez obtenida esta demanda y calculado la tasa de crecimiento promedio anual, se han proyectado los consumos de electricidad al 2040 para cada escenario. Conocidas estas proyecciones, se ha calculado cuánto sería por escenario, el 5 por ciento de esta demanda que debe ser abastecida a partir de energías renovables no convencionales de acuerdo al Decreto Supremo N.º 050-2008-EM (Reglamento de Generación de Electricidad con Energías Renovables) aprobado en octubre del 2008.

Posteriormente, haciendo uso del software RETScreen (www.retscreen. net), se evaluó una cartera de proyectos de generación de electricidad con energías renovables para el Perú, utilizando diversas tecnologías. Dichos proyectos corresponden a la primera subasta de generación de electricidad con energías renovables, realizada en el 2010 y fueron los siguientes: Cuadro 2.10 Energía eólica

Marcona Central eólica Talara Central eólica Cupishnique Energía geotermal Central de 50 MW en Borateras Tacna Central de 100 MW en Calientes Tacna Energía de la biomasa Generación Ingenio azucarero Paramonga Generación Relleno sanitario Huaycoloro Generación Planta alcoholera Energía Solar Panamericana Solar 20TS Majes Solar Tacna Solar Repartición Solar 20T Fuente: O  SINERGMIN – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).

Energía hidráulica

Santa Cruz II Santa Cruz I Shima La Joya Angel III Angel II Angel I Yanapampa Huasuhuasi II Huasuhuasi Roncador Central Caña Brava Central Carhuaquero Central Hidroeléctrica Poechos Hidro Chancay Pumacana Hidro Nuevo Imperial

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

De esta forma, año a año para el periodo 2009-2040 se obtuvieron estas proyecciones. La hoja de cálculo que se tiene incluye la posibilidad de calcular el requerimiento de la oferta para poder cubrir otros porcentajes de la demanda eléctrica, distintos al 5 por ciento.

103


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Para todos los casos se determinó el costo de inversión inicial (MMUS$) y el costo de generación (US$/MWh), de modo tal que le asegure al proyecto una rentabilidad del 12 por ciento (Tasa Interna de Retorno [TIR]); emisiones que dejan de emitirse, teniendo en cuenta que el factor de emisión del SEIN es de 0,56 t CO2/MWh; además de otros parámetros que constituyen la base de datos con todas estas evaluaciones. En vista de que el propósito del presente trabajo es hacer una prospectiva, cabe señalar que se hicieron estas evaluaciones para los años 2009, 2015 y 2030, por lo que se consideraron para ello proyecciones de costos de inversión (10ˆ3 US$/kW), costos de operación y mantenimiento, y factor de utilización, publicados por la Agencia Internacional de Energía (IEA), World Energy Outlook 2008 “Power Asumptions Cost Estimations”.

104

El cuadro siguiente resume los resultados de dichas evaluaciones: Cuadro 2.11 Resumen evaluación parámetros de cada proyecto Inversión inicial (US$ / kW)

Tarifa de generación (US$ / MWh)

Emisiones Prima anual (MMUS$) Fecha puesta Energía anuales de CO2 Factor generada de operación dejadas de de planta anual (GWh) 2030 Escenario 2 Escenario 1 comercial emitir (t CO2)

Potencia instalada (MW)

2010

2015

2030

2010

2015

Marcona

32,00

1 864

1 511

1 421

65,52

65,52

65,52

148,38

83 091

52,9%

4,5

3,3

01/12/2012

Central Eólica Talara

30,00

2 074

1 682

1 581

87,00

87,00

87,00

119,67

68 214

45,5%

4,5

4,5

29/06/2012

Central Eólica Cupishnique

80,00

2 353

1 908

1 794

85,00

85,00

85,00

302,95

172 683

43,2%

13,4

10,5

29/06/2012

Central de 50 Mw en Borateras - Tacna

50,00

2 819

2 819

2 819

34,00

35,00

36,00

372,30

200 024

85,0%

3,6

2,5

01/06/2014

Central de 100 Mw en Calientes - Tacna

100,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

744,60

390 622

85,0%

7,7

5,3

01/06/2014

Central de Chivay - Pincholio - Arequipa

150,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

1116,90

585 933

85,0%

11,6

7,9

Central de Tutupaca - Tacna

105,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

781,83

410 153

85,0%

8,1

5,5

Central de Catacao Putina - Moquegua

100,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

744,60

390 622

85,0%

7,7

5,3

Central de Anco ccollo - Tacna

90,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

670,14

351 560

85,0%

6,9

4,7

Central de Chungara Kallapuma - Tacna

75,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

588,45

292 967

85,0%

5,8

4,0

Central de Crucero Puno - Tacna

70,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

521,22

273 435

85,0%

5,4

5,0

Central de Pinaya - Puno

35,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

260,61

136 718

85,0%

2,7

1,8

Central de Puente Bello - Moquegua

35,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

260,61

136 718

85,0%

2,7

1,8

Central de Puquio - Ancash

30,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

223,38

117 187

85,0%

2,3

1,6

Central de Ulucan - Moquegua

25,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

186,15

97 656

85,0%

19

1,3

Central de Jesús María - Moquegua

10,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

74,46

39 062

85,0%

0,8

0,5

Central de Chancos - Ayacucho

5,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

37,23

19 531

85,0%

0,4

0,3

Central de Cailloma - Arequipa

5,00

2 606

2 606

2 606

35,00

35,00

35,00

37,23

19 531

85,0%

0,4

0,3

Proyectos evaluados por tipo de tecnología Energía eólica

Energía Geotermal


Inversión inicial (US$ / kW)

Tarifa de generación (US$ / MWh)

Emisiones Prima anual (MMUS$) Fecha puesta Energía anuales de CO2 Factor generada de operación dejadas de de planta anual (GWh) 2030 Escenario 2 Escenario 1 comercial emitir (t CO2)

Potencia instalada (MW)

2010

2015

2030

2010

2015

Generación Ingenio azucarero

24,53

2 763

2 610

2 457

52,00

52,00

52,00

115,00

54 956

72,3%

3,2

2,3

31/03/2010

Generación Relleno sanitario

4,40

5 804

5 483

5 162

110,00

110,00

110,00

28,14

12 029

73,0%

1,8

1,4

01/07/2011

0,0

0,0

Proyectos evaluados por tipo de tecnología Energía de la biomasa

Generación Planta alcoholera Energía Solar 20,0

2 981

781

604

215,00

215,00

215,00

37,6

21 054

21,5%

6,2

4,8

30/06/2012

Majes Solar

20,0

3 073

805

622

222,50

222,50

222,50

37,7

21 466

21,5%

6,5

5,1

30/06/2012

Tacna Solar

20,0

2 782

729

563

225,00

225,00

225,00

33,3

20 613

19,0%

5,8

4,5

30/06/2012

Repartición Solar 20T

20,0

3 188

835

646

222,50

222,50

222,50

37,5

21 355

21,4%

6,4

4,9

30/06/2012

Santa Cruz II

6,50

1 427

1 276

1 142

55,00

55,00

55,00

33,03

19 683

58,0%

0,8

0,5

01/07/2010

Santa Cruz I

6,00

1 305

1 166

1 044

55,00

55,00

55,00

29,50

17 582

56,1%

0,7

0,5

29/05/2009

Energía Hidráulica

Shima

5,00

2 368

2 116

1 894

64,00

64,00

64,00

32,92

19 622

75,2%

1,0

0,7

30/09/2012

La Joya

9,60

2 118

1 893

1 695

59,95

59,95

59,95

54,66

32 579

65,0%

1,4

1,0

01/10/2009

Ángel III

19,95

2 560

2 288

2 048

59,99

59,99

59,99

131,07

78 119

75,0%

3,4

2,4

31/12/2012

Ángel II

19,95

2 557

2 285

2 046

59,98

59,98

59,98

131,07

78 119

75,0%

3,4

2,4

31/12/2012

Ángel I

19,95

2 557

2 285

2 046

59,97

59,97

59,97

131,07

78 119

75,0%

3,4

2,3

31/12/2012

Yanapampa

4,13

2 264

2 024

1 812

56,00

56,00

56,00

28,00

16 688

77,4%

0,7

0,5

01/12/2012

Huasuhuasi II

8,00

1 724

1 541

1 379

57,00

57,00

57,00

42,50

25 330

60,6%

1,0

0,7

01/04/2012

Huasuhuasi

7,86

1 786

1 596

1 429

58,00

58,00

58,00

42,50

25 330

61,75

1,1

0,8

01/10/2012

Roncador

3,80

1 943

1 737

1 555

59,85

59,85

59,85

28,13

16 765

85,5%

0,7

0,5

01/12/2012

Central Cana Brava

6,00

1 755

1 568

1 404

70,00

70,00

70,00

21,55

12 844

41,0%

0,7

0,5

19/12/2009

Central Carhuaquero

10,00

2 814

2 515

2 251

70,00

70,00

70,00

66,50

39 634

75,9%

2,2

1,7

22/05/2008

Central Hidroeléctrica Poechos

10,00

1 809

1 617

1 447

59,50

59,50

59,50

50,00

29,800

57,1%

1,3

0,9

27/05/2012

Hidro Chanchay

19,20

3 090

2 761

2 472

58,00

58,00

58,00

142,96

85 206

85,0%

3,5

2,6

31/12/2012

Pumacama

1,80

2 024

1 809

1 620

60,00

60,00

60,00

11,24

6 701

71,3%

0,3

0,2

01/07/2011

Hidro Nuevo Imperial

3,97

1 416

1 266

1 133

55,99

55,99

55,99

25,00

14 900

71,9%

0,6

0,4

01/05/2012

Fuente: Elaboración propia.

Posterior a ello, para cada escenario de demanda (escenario optimista o escenario 2 y escenario conservador o escenario 1) se preparó un plan de equipamiento de centrales de generación con energías renovables no convencionales, a partir de la cartera de proyectos tipo, estimados previamente. La condición era cumplir con la cuota del 5 por ciento de la demanda total de electricidad con FERNC sin incluir a la hidroeléctrica, con la premisa —para ambos escenarios— de que hasta el 2013 se implementará el cronograma de inversiones comprometido con el Estado, de acuerdo a los resultados de la primera subasta (las fechas se aprecian en el cuadro 2.11).

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Panamericana Solar 20TS

105


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Un tema relevante que se ha considerado es el impacto en el costo marginal promedio por el ingreso de las energías renovables no convencionales. Ello implica que para el valor promedio del costo marginal estimado, año a año se debe calcular cuál es el impacto en dicho valor, debido al ingreso de generación con FERNC (que generalmente tiene costos por encima). Por lo tanto, hay un cálculo que se repite todos los años y es la determinación del nuevo costo marginal promedio, considerando la incorporación de generación con otras fuentes. Esto origina que el costo marginal promedio varíe en cada escenario y, dentro de cada escenario, en cada caso (ya sea demanda optimista o moderada). Por tanto, la prima para cada proyecto también variará, ya que está directamente ligada. La tendencia que se aprecia es que a lo largo de los años, dado que el costo marginal promedio aumenta, la prima disminuye proporcionalmente para todos los proyectos.

106

Otro aspecto muy importante era establecer cuál sería la participación de las distintas tecnologías renovables (FERNC) que pueden abastecer la demanda requerida. Para ello hay que considerar que la disponibilidad de oferta para la generación con algunas fuentes renovables no es ilimitada. En este sentido se hicieron las siguientes consideraciones: - La generacion de electricidad a partir de la biomasa cañera tiene un máximo disponible anual de 1950 Gwh, considerando para ello el aprovechamiento del 100 % del bagazo, follaje y cogollo que se obtienen desde la extracción en los campos agricolas hasta el procesamiento en los ingenios azucareros. La cifra es el resultado la evaluación realizada por el autor y publicado en el XVII Congreso de Energia Solar realizado en el Cusco en el 2010. - La generación de electricidad a partir de la biomasa proveniente de rellenos sanitarios tiene una limitación anual de 280 GWh. Esto equivale a diez veces la generación del único relleno sanitario adjudicado actualmente, el de Huaycoloro. Se tiene información de que actualmente sólo se dispone de ocho rellenos sanitarios, mientras que el resto son botaderos. - La generación con energía eólica tiene una máxima disponibilidad anual de 22 000 MW, considerando un factor de planta de 38 por ciento. Teniendo en cuenta esta metodología, se definieron los siguientes escenarios:

2.2.1 Escenario optimista Para el abastecimiento de la demanda de electricidad con energías renovables al 2030, y analizando la disponibilidad de proyectos existentes y sus costos de inversión, estimados a partir de los resul-


tados de la primera subasta de generación con energías renovables no convencionales realizada el 2010, se tienen las siguientes consideraciones, tanto para este escenario como para los otros:

• A partir del análisis de los recursos disponibles, se estima que la generación geotérmica en caso de llevarse a cabo las inversiones requeridas para desarrollar los estudios de factibilidad para las centrales de Calientes y Borateras, y de confirmarse el potencial existente de 150 MW inicialmente determinado, tendría gran influencia en el desarrollo de las energías renovables no convencionales para generación de electricidad en el país. Además, cabe mencionar que existen potencialidades de proyectos geotérmicos que quedan por evaluar en otras locaciones (con preferencia en la sierra sur), a partir de la implementación del Plan de Geotermia que está actualmente en desarrollo y que podría incrementar sensiblemente el potencial existente. • En conclusión, en el escenario optimista se afirma que se va a completar el Plan de Geotermia y, como consecuencia, se va a duplicar el potencial existente de generación pasando de 150 MW a 300 MW. En el caso de las centrales de Borateras y Calientes (con un potencial total de 150 MW), se estima que van a instalarse en el 2016 y, además, se considera que en el 2022 se van a tener otros 150 MW instalados a partir de proyectos que se identifiquen en el Plan de Geotermia. • Cabe indicar que dado que se tiene del Plan Referencial de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas 2008-2017, dos proyecciones de demanda de electricidad para un escenario de

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• Se ha considerado para los tres escenarios que la meta a cubrir a partir de la generación hidroeléctrica no convencional (con potencias menores a 20 MW) va a alcanzar los 500 MW en los próximos años. Sin embargo, debe indicarse que en el marco del Decreto Legislativo N.° 1001 se regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales, no se establecen límites para la generación hidroeléctrica no convencional. No obstante, considerando que en la evaluación del potencial hídrico a nivel nacional, realizada a fines de la década de 1970, se había estimado un potencial de 1 000 MW para la generación a pequeña escala con centrales hidroeléctricas, se establece que este valor es perfectamente razonable. Además, habría que tener en cuenta el mapa hídrico que viene elaborando la Dirección de Fondos Concursables del Ministerio de Energía y Minas.

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E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

demanda de electricidad optimista y otro conservador; en este escenario optimista de generación de electricidad con energías renovables no convencionales se establece las mismas consideraciones para ambos escenarios. Por tanto, se tendrá dentro de este escenario optimista un resultado distinto para cada escenario de proyección de demanda de electricidad.

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• Las otras fuentes consideradas, además de la geotermia, son la biomasa (proyectos de cogeneración en ingenios azucareros o plantas alcoholeras y rellenos sanitarios), la generación eólica y la solar fotovoltaica. No se incluyen otras fuentes o tecnologías como la solar térmica, debido a que no se dispone de datos de costos de inversión para nuestro medio y porque no se presentaron este tipo de proyectos a la subasta de generación de electricidad con energías renovables realizada en el 2010. • Otra consideración en este escenario optimista es que desde el 2015 se aumentará el porcentaje de participación de las energías renovables del 5 por ciento al 10 por ciento, el cual se mantendrá los siguientes años. • Los porcentajes de participación de las FERNC que se han considerado para este escenario toman como referencia la subasta de generación con FERNC, y sobre esos resultados asigna al tipo de generación menos costosa (que es la energía eólica) un 20 por ciento más de participación. Asimismo, se le disminuye ese 20 por ciento a la participación, tanto de la biomasa como de la solar fotovoltaica (10 por ciento cada uno). Hay que tener en cuenta que pese a que no se han incluido las inversiones debido a la falta de información, este escenario implícitamente establece que se realiza inversión adicional para el reforzamiento de las líneas de transmisión de electricidad, las cuales son requeridas debido a la estacionalidad del recurso eólico, lo que origina altas variaciones en la generación de electricidad. Debe tenerse presente que la hidroenergía no convencional no participa en las cuotas para cubrir el 5 por ciento de la demanda del SEIN.


Cuadro 2.12 Variables

Fuente

Estudios de prefactibilidad de Proyectos geotérmicos a instalarse en centrales de Borateras y Calientes, el 2016 y en el 2022. consideraciones del autor. % de participación de las energías renovables no convencionales Proyecciones de demanda de electricidad en el sistema interconectado

Participación de las FERNC

La mayor participación posible de proyectos geotérmicos, de acuerdo a la cartera disponible e instalándose partiendo de los de mayor potencia a los de menor potencia.

Decreto Legislativo N.° 1002 Ley de Promoción de las Energías Renovables.

5% entre el 2011 y 10% a partir del 2015

PRE MEM 2008-2017.

Escenario demanda optimista Escenario de demanda conservadora

Reglamento del Decreto Legislativo N.° 1002.

500 MW instalados a lo largo del periodo

Resultados de la 1.ª subasta de generación con energías renovables

Eólica 84,3% Biomasa — Ingenios azucareros 3,1% Rellenos sanitarios 3,1% Fotovoltaico 9,5%

Fuente: Elaboración propia.

2.2.2 Escenario tendencial En este escenario se tuvieron las siguientes consideraciones: • Se trabajó con la misma cartera de proyectos basado en la primera subasta de generación de electricidad a partir de energías renovables no convencionales. Como ya se indicó, de la simulación que se hizo con el software RETScreen se obtuvieron costos de generación (US$/MWh), inversiones y primas requeridas a lo largo del proyecto, y emisiones de CO2 evitadas, entre otros aspectos. • En relación a los proyectos geotérmicos, se consideró que aquellos que actualmente tienen estudio de prefactibilidad (Borateras y Calientes) sean los únicos que se implementen a lo largo de este periodo. Los demás proyectos posibles no se implementarán debido a la falta de inversiones. • Al igual que en los otros escenarios, se ha considerado que durante este periodo se van a instalar 500 MW de centrales hidroeléctricas no convencionales. Las principales instituciones que apoyarían estas iniciativas serían las vinculadas a los mer-

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Participación de la generación de electricidad con energía hidroeléctrica no convencional

Unidad

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cados del carbono y a fondos del Estado (como el que viene promoviendo el MEM, a través de la Dirección de Fondos Concursables, entre otros).

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• Los porcentajes para el establecimiento de la participación de las FERNC a lo largo del periodo se han basado en los resultados de la primera subasta de proyectos de generación con energías renovables no convencionales. Luego, los porcentajes establecidos solos reflejan esta relación. Se debe tener en cuenta que en este escenario hay participación relevante de la energía eólica, 64,3 por ciento; un porcentaje apreciable de la energía solar fotovoltaica, 19,5 por ciento; así como de la biomasa, 16,2 por ciento. Se debe tener en cuenta que la hidroenergía no convencional no participa en las cuotas para cubrir el 5 por ciento de la demanda del SEIN. Cuadro 2.13 Variables

Fuente

Unidad

Proyectos geotérmicos a instalarse en dicho periodo.

Estudios de prefactibilidad de centrales de Borateras y Calientes, Consideraciones del autor.

Porcentaje de participación de las energías renovables no convencionales.

Decreto Legislativo N° 1002, Ley de 5% a partir del 2011. Promoción de las Energías Renovables.

150 MW en el 2016.

Proyecciones de demanda de electricidad PRE MEM 2008-2017. en el sistema interconectado.

Escenario Demanda optimista. Escenario Demanda conservadora.

Participación de la generación de electricidad con energía hidroeléctrica no convencional.

Reglamento del Decreto Legislativo N.° 1002.

500 MW instalados a lo largo del periodo.

Resultados de la 1.ª subasta de generación con energías renovables.

Eólica 64,3% Biomasa — Ingenios azucareros 10% Rellenos sanitarios 6,2% Fotovoltaico 19,5%

Participación de las FERNC.

Fuente: Elaboración propia.

2.2.3 Escenario pesimista En este escenario se tiene las siguientes consideraciones. • Se consideran que los proyectos geotérmicos no se van a concretar en dicho periodo debido a que luego de realizarse los estudios de factibilidad y pese a los promisorios resultados obte-


nidos en las evaluaciones hechas a Borateras y Calientes, dichos resultados reflejan una rentabilidad desfavorable en comparación con otras FERNC. Por dicho motivo, no se desarrollarían proyectos geotérmicos. • Por otro lado, dado que ya se ha realizado la primera subasta de generación de electricidad con FERNC, firmándose contratos de estabilidad tarifaria por un periodo de 20 años con las empresas adjudicadas, se considera que se va a mantener este porcentaje de participación de las FERNC en la generación al SEIN.

• Se aplican estos parámetros a dos escenarios dado que el PRE MEM, realiza proyecciones de demanda de energía eléctrica en el sistema interconectado considerando un escenario optimista y otro conservador. Luego, en cada uno de estos escenarios se consideran los mismos criterios. • Los porcentajes de participación de las FERNC que se han considerado para este escenario toman como referencia la subasta de generación con FERNC, y sobre esos resultados asigna al tipo de generación más costosa (energía solar fotovoltaica con 20 por ciento más de participación). Asimismo, ese 20 por ciento se le disminuye a la participación de la energía eólica. Esto puede originarse por las inversiones adicionales que se requieren para estabilizar las líneas, dada la inestabilidad que presenta la generación eólica por la alta variabilidad del recurso. En conclusión, se considera que la generación eólica tiene una menor participación y que dicha participación —pese a tener un mayor costo— es absorbida por la generación fotovoltaica. Tener en cuenta que la hidroenergía no convencional no participa en las cuotas para cubrir el 5 por ciento de la demanda del SEIN.

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• Al igual que en los otros escenarios, se considera que a lo largo de todo el periodo se van a instalar 500 MW en proyectos de centrales hidroeléctricas no convencionales.

111


Cuadro 2.14 Variables

Fuente

Proyectos geotérmicos a instalarse en dicho periodo.

Estudios de prefactibilidad de centrales de Borateras y Calientes. Consideraciones del autor.

Se considera que en el periodo tratado no se van a instalar este tipo de centrales.

Porcentaje de participación de las energías renovables no convencionales.

Decreto Legislativo N.° 1002.

5% a partir del 2011.

Participación de la generación de electricidad con energía hidroeléctrica no convencional.

Reglamento del Decreto Legislativo N.° 1002.

500 MW instalados a lo largo del periodo.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Proyecciones de demanda de electricidad PRE MEM 2008-2017. en el Sistema interconectado.

112

Unidad

Participación de las FERNC.

Resultados de la 1.ª subasta de generación con energías renovables

Escenario de demanda optimista. Escenario de demanda conservador. Eólica 44,3% Biomasa — Ingenios azucareros 10,0% Rellenos sanitarios 6,2% Fotovoltaico 39,5%

Fuente: Elaboración propia.

El objetivo de la aplicación de este modelo es estimar un plan de equipamiento diferenciado para los escenarios alto y moderado y completar la cobertura para los siguientes años, a partir del 2013; de modo tal que se cubra el 5 por ciento de la demanda de electricidad. Asociados a ambos escenarios, se determina un programa de inversiones y estimados de las toneladas de CO2 dejadas de emitir en todo el horizonte del planeamiento. Otro aspecto importante es determinar el subsidio o prima que se requiere aplicar a fin de cubrir los costos de generación de dichas centrales, comparando el costo de producción estimado para cada tipo de proyecto en oposición al costo marginal proyectado para dicho año. En el caso de que el costo de generación estuviera por encima del costo marginal proyectado, se aplica la prima o subsidio. Al respecto es importante mencionar que si bien la tendencia en los últimos diez años es al aumento del costo marginal, la tendencia de los costos de producción con fuentes de energía renovable no convencional es a la baja, esto debido a que se prevé que tanto los costos de inversión como los de operación y mantenimiento van a disminuir (Agencia Internacional de Energía [IEA], World Energy Outlook 2008 “Power Asumptions Cost Estimations”).


En relación a la centrales hidroeléctricas con potencias menores a 20 MW —consideradas FERNC—, pero que no están incluidas en las cuotas para cubrir el 5 por ciento de la demanda de electricidad, de acuerdo a la última subasta realizada, lo que se hizo fue establecer el objetivo de alcanzar hasta 500 MW instalados a lo largo de todo el periodo hasta el 2030. Al igual que las otras FERNC se calcularon sus costos de inversión inicial, primas y reducción de emisiones. Sin embargo, en los cuadros de resumen, se hizo una diferenciación al no estar dentro de las cuotas planteadas para alcanzar el 5 por ciento. ©ANDINA

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113


capítulo

3

Resultados de las proyecciones para la participación de las energías renovables en la matriz energética

3.1 Proyecciones de Ingresos y Costos para los Principales Agentes Locales del Mercado de los Biocombustibles - Periodo 2010-2040

3.1.1.1 Escenario optimista En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que más favorecen al desarrollo de la oferta local de producción de biodiésel. Ello implica lo siguiente: • Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de biodiésel al 2040 a partir del aceite de palma, tanto de origen local como importado. Las razones son el alto rendimiento que se tiene para proyectos comerciales, como el de Industria del Espino en la Región San Martín. • Se ha considerado un escenario favorable de desarrollo de la cartera actual de proyectos para producción de aceite de palma. Ello implica que se ha planteado que el 90 por ciento de la cartera actual de proyectos (según estudio realizado por SNV) va a concretarse en los próximos tres años. Lo quiere decir que para el 2013 dichos proyectos estarían en fase de producción. • Se ha supuesto que el 50 por ciento de las áreas sembradas para producción de aceite de palma van a ser destinadas a cubrir la demanda local para consumo humano. • Se ha considerado que el escenario de precios va a ser el más favorable para el desarrollo de los proyectos de

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3.1.1 Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local de biodiésel

115


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

biodiésel. Ello implica que el precio de paridad de importación de diésel —en los próximos 30 años— estará en el valor más alto registrado en los últimos tres años (1,11 US$/L). Del mismo modo, el precio de importación de biodiésel (que establece el precio en el mercado local) va a estar en su menor valor de los últimos dos años, esto es 0,87 US$/L. Nótese que aquí hay que hacer el ajuste debido al menor poder calorífico del biodiésel en relación al diésel. Es decir, si se recorriese 1 km con un litro de diésel, en caso se reemplace por biodiésel, se necesitará 1,15 litros de biodiésel; por tanto, se debe hacer este ajuste.

116

• Aquí hay que considerar que se ha buscado un equilibrio entre las ganancias del productor local de biodiésel (cuyo interés es que se le pague el mayor precio posible) con el sobrecosto que tiene que afrontar el público usuario, quien directa o indirectamente afronta la diferencia de costos entre el biodiésel y el diésel (reemplazado en un 5 por ciento por biodiésel). Luego, cuanto mayor sea la diferencia de precios a favor del biodiésel (que tiene menor poder calorífico), mayor será el sobrecosto que pague el usuario final. • Al igual que en los demás escenarios, se ha considerado que en caso de no cubrirse la demanda con la producción local de biodiésel, ésta debe ser cubierta a través de la importación. Luego, como en este escenario se establecen las mejores condiciones para la producción local, se registra la menor importación de biodiésel. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución, para el caso de la importación, los agentes locales que intervienen son el distribuidor mayorista que importa el biodiésel, los grifos y el público usuario. Para la producción local, a estos agentes se suman el pequeño agricultor y el productor local. • Finalmente, hay que considerar que para este escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2, lo que equivale al hecho de reemplazar diésel por biodiésel. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2 de acuerdo al mercado de carbono vigente, gracias al Protocolo de Kyoto. Aquí


hay que notar que el análisis de ciclo de vida es muy importante, por este motivo se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los resultados del Análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la PUCP el 2010. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de bosque secundario, se tiene una reducción neta de emisiones.

Cuadro 3.1 Abastecimiento de biodiésel Parámetros determinados Escenario seleccionado Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Materia prima Rendimiento (L biodiésel/t fruto) Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel)

Cadena de formación de precios Escenario 7

Costo de materia prima (US$/L)

0,24

Bosque secundario

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0,26

Palma aceitera

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

0,57

Precio de venta del distribuidor mayorista al grifero (US$/L)

0,66

2,34

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

0,73

4,18

Precio de paridad de importación del diesel (US$/L)

1,11

282,02

Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida

20,0

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Favorable

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML)

11 663

Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)

300

Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%)

96,7%

Fuente: Elaboración propia

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• Los resultados pueden verse en los cuadros de resumen y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto, siendo el mayor beneficiado el usuario final, al cual se le ha asignado los beneficios cuantificados originados por la reducción de emisiones considerándose un precio de 20 US$/t.

117


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Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 1,77 23,36 23,31 62,54 64,46 66,43 77,54 90,50 105,59 Productor biodiésel 3,07 51,85 51,61 145,98 150,45 155,05 180,98 211,24 246,45 Distribuidor mayorista 3,52 155,52 159,62 167,33 172,46 177,74 207,45 242,14 282,51 Grifero 3,94 174,60 179,20 187,85 193,61 193,53 232,89 271,83 317,15 Público usuario 0,17 8,74 8,94 10,90 11,23 11,58 13,51 15,77 18,40 Total 12,48 414,06 422,69 574,60 592,21 610,33 712,36 831,48 970,10 Costos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 1,77 23,36 23,31 62,54 62,45 66,43 77,54 90,50 105,59 Productor de biodiésel 1,41 25,35 25,28 68,79 70,89 73,06 85,28 99,54 116,13 Distribuidor mayorista 3,38 141,17 144,73 160,90 165,83 170,91 199,48 232,83 271,65 Grifero 3,52 155,52 159,62 167,33 172,46 177,74 207,45 242,14 282,51 Público usuario –1,24 –56,23 –57,71 –60,46 –62,32 –64,22 –74,96 –87,50 –102,08 Total 8,84 289,18 295,24 399,10 411,33 423,91 494,78 577,52 673,80 Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Productor biodiésel 1,66 26,50 26,33 77,19 79,56 81,99 95,70 111,70 130,32 Distribuidor mayorista 0,14 14,35 14,89 6,43 6,63 6,83 7,98 9,31 10,86 Grifero 0,42 19,08 19,58 20,52 21,15 21,79 25,44 29,69 34,64 Público usuario 1,42 64,96 66,65 71,36 73,55 75,80 88,47 103,27 120,48 Total 3,64 124,88 127,45 175,51 180,88 186,42 217,58 253,97 296,31

2035 123,15 287,44 329,49 369,89 21,46 1 131,41

2040 143,57 335,11 384,14 431,24 25,02 1319,08

2035 123,15 135,44 316,82 329,49 –119,06 785,84

2040 143,57 157,91 369,37 384,14 –138,81 916,18

2035 0,00 151,99 12,67 40,40 140,52 345,58

2040 0,00 177,20 14,77 47,10 163,83 402,90

Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 3.1 Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) Distribución del Biodiesel (MM US$) 200 180 Pequeño agricultor

160

Productor de biodiésel 140

Distribuidor mayorista

120

Grifero

100

Público usuario

50 60 40 20 0 2010

2011

Fuente: Elaboración propia.

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040


3.1.1.2 Escenario tendencial En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que mejor reflejan el comportamiento de los últimos años, relacionados con el desarrollo de la oferta local de producción de biodiésel. Sin embargo, no se han reflejado los efectos originados por el dumping a las importaciones de biodiésel provenientes de Estados Unidos y que sigue siendo motivo de controversia, pese a las medidas antidumping emitidas por INDECOPI en el 2010. Ello implica lo siguiente:

• Se ha considerado un escenario tendencial del desarrollo de la cartera actual de proyectos para producción de aceite de palma. Ello implica considerar que el 50 por ciento de la cartera actual de proyectos (según estudio realizado por SNV) va a concretarse en los próximos tres años. De modo que para el año 2013 dichos proyectos estarían ya en fase de producción. • Se ha señalado que el 50 por ciento de las áreas sembradas para producción de aceite de palma serán destinadas a cubrir la demanda local para consumo humano. • Se ha considerado que los escenarios de precios reflejarán el comportamiento tendencial de los últimos años. Ello implica que el precio de paridad de importación de diésel en los próximos 30 años va a estar en el valor promedio en los últimos tres años (0,64 US$/L). Del mismo modo, el precio de importación de biodiésel (que se considera que es el que establece el precio en el mercado local) estará en su valor promedio de los últimos dos años, esto es 0,88 US$/L. Al igual que en

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

• Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de biodiésel al 2040 a partir del aceite de palma, tanto de origen local como importado. Las razones son el alto rendimiento que se tiene para proyectos comerciales como el de Industria del Espino en San Martín. Se ha planteado que los altos valores de productividad de Industria del Espino van a ser alcanzados por los pequeños agricultores.

119


el escenario optimista y pesimista se realiza el ajuste al biodiésel considerando su menor poder calorífico.

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• Aquí hay que tener en cuenta que el usuario final es el que asume la diferencia de costos entre el precio de paridad de importación del diésel y el precio en el mercado local del biodiésel (marcado por el precio de importación del biodiésel).

120

• Al igual que en los demás escenarios, en el caso de no cubrirse la demanda con la producción local de biodiésel, la misma debe ser cubierta a través de la importación. Luego, como en este escenario se establecen las mejores condiciones para la producción local, se registra la menor importación de biodiésel. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución, para el caso de la importación, los agentes locales que intervienen son el distribuidor mayorista que importa el biodiésel, los grifos y el público usuario. En el caso de la producción local, a estos agentes se les suma el pequeño agricultor y el productor local. • Al igual que en los otros escenarios hay que considerar que para éste se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2, equivalente, en el hecho de reemplazar diésel por biodiésel. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2 de acuerdo al mercado de carbono vigente, gracias al Protocolo de Kyoto. Como ya se menciono, el análisis de ciclo de vida es muy importante. Por este motivo, se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los resultados del Análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la PUCP el año 2010. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de bosque secundario, se tiene una reducción neta de emisiones. • Los resultados pueden verse en los cuadros de resumen y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto a excepción del usuario final, el cual tiene que afrontar el sobrecosto, pese a que tiene “ingresos” asumidos por la reducción neta de las emisiones al


reemplazar el 5 por ciento del diésel por biodiésel, ello debido a la diferencia de costos entre estos dos. En este escenario se ha considerado un precio por reducción de emisiones de 10 US$/t CO2 equivalente. Cuadro 3.2 Abastecimiento de biodiésel Parámetros determinados Escenario seleccionado Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola

Rendimiento (L biodiésel/t fruto) Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel)

Precio de la Tonelada de CO2 equivalente reducida

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Escenario 6

Costo de materia prima (US$/L)

0,31

Bosque secundario

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0, 34

Palma aceitera

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

0,88

Precio de venta del distribuidor mayorista al gifero (US$/L)

0,96

2,34

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

1,04

4,18

Precio de paridad de importación del diesel (US$/L)

0,64

248,18

10,0 Tendencial

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML)

7 806

Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)

3 921

Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%)

65,9%

Fuente: Elaboración propia

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Materia prima

Cadena de formación de precios

121


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro N°. 3.3

122

Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Rubro Pequeño agricultor 2,04 25,51 25,45 81,53 84,02 86,60 85,83 85,37 84,84 84,21 83,49 Productor biodiésel 4,70 65,92 65,60 223,46 230,31 237,35 234,09 231,50 228,47 224,96 220,86 Distribuidor mayorista 5,60 228,41 234,44 245,77 253,30 261,05 297,69 347,47 405,40 472,81 551,24 Grifero 6,06 247,49 254,02 266,28 274,44 282,84 322,56 376,50 439,27 512,31 597,28 Público usuario 0,09 4,29 4,40 5,45 5,62 5,79 6,40 7,25 8,23 9,37 10,70 Total 18,49 571,63 583,90 822,48 847,69 873,63 946,59 1 048,09 1 166,21 1 303,66 1 463,57 Costos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Rubro Pequeño agricultor 1,56 19,49 19,45 62,29 64,20 66,16 65,58 65,23 64,82 64,34 63,78 Productor de biodiésel 1,84 27,74 27,67 89,58 92,32 95,15 94,23 93,63 92,93 92,11 91,17 Distribuidor mayorista 5,40 212,30 217,77 238,38 245,69 253,20 286,37 331,53 384,09 445,24 516,39 Grifero 5,60 228,41 234,44 245,77 253,30 261,05 297,69 347,47 405,40 472,81 551,24 Público usuario 2,82 117,85 120,96 126,74 130,62 134,62 153,60 179,28 209,17 243,95 284,41 Total 17,22 605,80 620,28 762,75 786,13 810,18 897,47 1 017,14 1 156,40 1 318,46 1 506,99 Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Rubro Pequeño agricultor 0,48 6,02 6,01 19,24 19,83 20,43 20,25 20,15 20,02 19,87 19,70 Productor biodiésel 2,86 38,17 37,93 133,88 137,98 142,21 139,87 137,87 135,55 132,84 129,70 Distribuidor mayorista 0,20 16,11 16,67 7,38 7,61 7,84 11,32 15,94 21,32 27,57 34,85 Grifero 0,46 19,08 19,58 20,52 21,15 21,79 24,87 29,02 33,86 39,49 46,05 Público usuario –2,73 –113,56 –116,56 –121,29 –125,00 –128,83 –147,19 –172,03 –200,94 –234,58 –273,71 Total 1,27 –34,17 –36,37 59,73 61,56 63,45 49,12 30,95 9,80 –14,80 –43,42 Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 3.2 Beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de de distribución del biodiésel (MMUS$) Distribución del Biodiesel (MM US$) 150 100 50

Pequeño agricultor

0 -50

2010

2011

2012

-100 -150 -200 -250 -300

Fuente: Elaboración propia.

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Productor de biodiésel Distribuidor mayorista Grifero Público usuario


3.1.1.3 Escenario pesimista En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que menos favorecen el desarrollo de la oferta local de producción de biodiésel. Ello implica lo siguiente:

• Se ha planteado que el 100 por ciento de las áreas sem bradas para producción de aceite de jatropha van a ser destinadas a cubrir la demanda local de biodiésel. • Aquí hay que considerar que el usuario final es el que asume la diferencia de costos entre el precio de paridad de importación del diésel y el precio en el mercado local del biodiésel (que está marcado por su precio de importación). • Se ha considerado un escenario favorable para el desarrollo de proyectos de producción local de biodiésel procedente de jatropha. Ello implica que de la cartera actual de proyectos de producción de biodiésel a partir de jatropha, el 50 por ciento de las áreas previstas van a estar en fase de producción para el 2013. • Se ha considerado que el escenario de precios va a ser el menos favorable para el desarrollo de los proyectos de biodiésel. Ello implica que el precio de paridad de importación de diésel en los próximos 30 años va a estar en el valor más bajo registrado en los últimos tres años (0,39 US$/L). Del mismo modo, el precio de importación de biodiésel (el que establece el precio en el mercado local) va a estar en su mayor valor de los últimos dos años, esto es 1,28 US$/L.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

• Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de biodiésel al 2040 a partir del aceite de jatropha, tanto de origen local como importado. Las razones son que pese a la menor rentabilidad de estos cultivos en relación a la palma aceitera, al ser cultivos altamente inclusivos y con capacidad de desarrollarse en tierras eriazas, se ha querido evaluar el resultado de suplir la demanda local a partir de este tipo de biodiésel.

123


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

• Al igual que en los demás escenarios, se ha considerado que en caso de no cubrirse la demanda con la producción local de biodiésel, la misma debe ser cubierta a través de la importación. Luego, como en este escenario se establecen las peores condiciones para la producción local, se registra la mayor importación de biodiésel. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución, para el caso de la importación, los agentes locales que intervienen son el distribuidor mayorista que importa el biodiésel, los grifos y el público usuario. En el caso de la producción local, a estos agentes hay que sumarles el pequeño agricultor y el productor local.

124

• Finalmente, hay que considerar que para este escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2 equivalente, por el hecho de reemplazar diésel por biodiésel. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2, de acuerdo al mercado de carbono actualmente vigente, gracias al protocolo de Kyoto. Aquí hay que notar que el análisis de ciclo de vida es muy importante, por este motivo se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los resultados del Análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la PUCP el año 2010. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de bosque primario se tiene una generación neta de emisiones. • Los resultados pueden verse en los cuadros de resumen y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto, a excepción del usuario final quien resulta el mayor perjudicado porque se le asignan los costos de una mayor generación de emisiones (ello debido a que la fase agrícola se realiza en bosques primarios) y además porque debe pagar el sobrecosto debido a la diferencia de precios entre el biodiésel y el diésel. Se ha considerado un precio de 20 US$/t.


Cuadro N.º 3.4 Abastecimiento de biodiésel Parámetros determinados Escenario seleccionado Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Materia prima

Cadena de formación de precios Escenario 9

Costo de materia prima (US$/L)

0,70

Bosque primario

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0,78

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

1,28

Jatropha 288,67

Precio de venta del distribuidor mayorista al grifero (US$/L)

1,37

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

16,36

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

1,45

4,18

Precio de paridad de importación del diésel (US$/L)

0,39

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel)

Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida

20,0

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Favorable

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML)

3 361

Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)

8 677

Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%)

28,5%

Fuente: Elaboración propia

Cuadro 3.5 Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04 Productor biodiésel 0,00 0,00 0,00 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30 Distribuidor mayorista 124,26 317,45 324,72 331,99 339,74 347,98 370,85 389,33 408,73 Grifero 131,46 335,82 343,51 351,20 359,41 368,12 392,32 411,87 432,39 Público usuario 255,72 653,27 668,23 806,52 822,48 839,44 886,51 924,53 964,45 Total Costos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64 Productor de biodiésel 0,00 0,00 0,00 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61 Distribuidor mayorista 117,11 299,17 306,02 296,98 304,29 312,06 333,61 351,02 369,31 Grifero 124,26 317,45 324,72 331,99 339,74 347,98 370,85 389,33 408,73 Público usuario 119,86 306,19 313,20 324,70 332,18 340,13 362,19 380,01 398,72 Total 361,23 922,80 943,94 1 053,92 1 076,46 1 100,41 1 166,90 1 220,62 1 277,01

2035 52,04 71,30 429,10 453,93

2040 52,04 71,30 450,48 476,55

1 006,36

1 050,36

2035 42,64 57,61 388,50 429,10 418,37 1 336,21

2040 42,64 57,61 408,65 450,48 438,99 1 398,36

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Rendimiento (L biodiésel/t fruto)

125


Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Año Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40 Productor biodiésel 0,00 0,00 0,00 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69 Distribuidor mayorista 7,16 18,28 18,70 35,00 35,45 35,93 37,24 38,31 39,42 Grifero 7,19 18,37 18,80 19,22 19,67 20,14 21,47 22,54 23,66 Público usuario –119,86 –306,19 –313,20 –324,70 –332,18 –340,13 –362,19 –380,01 –398,72 Total –105,51 –269,53 –275,71 –247,40 –253,98 –260,98 –280,40 –296,09 –312,56

2035 9,40 13,69 40,60 24,84 –418,37 –329,85

2040 9,40 13,69 41,83 26,08 –438,99 –348,00

Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 3.3

Beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de de distribución del biodiésel (MMUS$) Distribución del Biodiesel (MM US$)

126

100 Pequeño agricultor 0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Productor de biodiésel Distribuidor mayorista

-100

Grifero -200

Público usuario

-300 -400 -500

Fuente: Elaboración propia.

3.1.2 Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local de etanol anhidro 3.1.2.1 Escenario optimista En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que más favorecen el desarrollo de la oferta local de producción de etanol anhidro tanto para abastecer la demanda local como para exportación. Ello implica lo siguiente: • Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de etanol anhidro al 2040 a partir del azúcar de caña tanto de origen local como importada. Las razones son el alto rendimiento que se tiene para proyectos comerciales como el de Sucro alcoholera del Chira.


• Se ha considerado un escenario favorable del desarrollo de la cartera actual de proyectos para producción de etanol anhidro a partir de caña de azúcar. Ello implica que se ha asumido que el 50 por ciento del total actual de ingenios azucareros (11 en total) los cuales van a adaptar sus instalaciones a fin de producir alcohol anhidro.

• Al igual que en los demás escenarios se ha considerado que en caso de cubrirse la demanda local con la producción local de etanol anhidro, y hubieran excedentes en la producción local estos se destinaran a la exportación. la misma debe ser cubierta a través de la importación. Luego, como en este escenario se establecen las mejores condiciones para la producción local, se registra la mayor exportación de etanol anhidro. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución, para el caso de la exportación, los agentes locales que intervienen son el productor local y el pequeño agricultor. En el caso de la producción local para atender la demanda local, a estos agentes hay que agregarle el distribuidor mayorista, el grifo y el usuario final. • Finalmente hay que considerar que para este escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2 equivalente por el hecho de reemplazar gasolina por etanol anhidro. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2, de acuerdo al mercado de carbono actualmente vigente, gracias al

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

• Se ha considerado que el escenario de precios va a ser el más favorable para el desarrollo de los proyectos de etanol anhidro. Ello implica que el precio de paridad de importación de la gasolina en los próximos 30 años va a estar en el valor más alto registrado en los últimos tres años (0,99 US$/L). Del mismo modo, el precio de exportación de etanol anhidro (que se considera que es el que establece el precio en el mercado local) va a estar en su menor valor de los últimos dos años, esto es 0,52 US$/L y nótese que aquí hay que hacer el ajuste debido al menor poder calorífico del etanol anhidro en relación a la gasolina. Es decir si se recorriese 1 km con un litro de gasolina, en caso se reemplace por etanol anhidro se necesitará 1,53 litros de etanol anhidro por tanto se debe hacer este ajuste.

127


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Protocolo de Kyoto. Aquí hay que notar que el análisis de ciclo de vida es muy importante. Por este motivo, basado en los resultados del Análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la PUCP el 2010, se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de tierras eriazas se tiene una reducción neta de emisiones.

128

• Los resultados pueden verse en los cuadros resúmenes y en el gráfico que se muestran a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto, siendo el mayor beneficiado el usuario final (al cual se le ha asignado los beneficios cuantificados originados por la reducción de emisiones considerándose un precio de 20 US$/t). Cuadro 3.6 Abastecimiento de alcohol carburante Parámetros determinados Escenario seleccionado

Cadena de formación de precios Escenario 2

Costo de materia prima (US$/L)

0,18

Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola

Tierras eriazas

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0,38

Materia prima

Caña de azúcar

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

0,52

Rendimiento (L biodiésel/t fruto)

70

Precio de venta del distribuidor mayorista al grifero (US$/L)

0,58

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

3,3

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

0,69

4,5

Precio de paridad de importación del diesel (US$/L)

0,99

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel)

Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida

20,0

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Favorable

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML)

6 214

Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)

3861

Fuente: Elaboración propia


Cuadro 3.7 2035 60,75 178,55 156,59 185,58 6,58 588,06

2040 60,75 178,55 182,57 216,36 6,58 644,82

2035 60,75 116,69 149,49 156,59 19,06 502,58

2040 60,75 125,97 174,28 182,57 22,22 565,79

2035 0,00 61,86 7,10 28,99 –12,47 85,48

2040 0,00 52,58 8,28 33,80 –15,63 79,03

Fuente: Elaboración propia.

Grafico 3.4

Beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena

Beneficios (Pérdidas) a lo Largo la Cadena de de distribución delde etanol (MMUS$) Distribución del Etanol (MM US$) 100

Pequeño agricultor 80

Productor de biodiésel Distribuidor mayorista

60

Grifero 40

Público usuario

20 0 2010

2011

2012

-20 -40

Fuente: Elaboración propia.

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 11,55 11,55 41,73 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 Productor biodiésel 33,96 33,96 122,65 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55 Distribuidor mayorista 38,55 38,55 77,64 79,53 81,96 84,47 98,59 115,08 134,27 Grifero 45,68 45,68 92,02 94,25 97,14 100,11 116,85 136,38 159,12 Público usuario 1,25 1,25 4,52 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58 Total 131,00 131,00 338,57 419,67 424,99 430,47 461,33 497,36 539,28 Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 11,55 11,55 41,73 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 Productor de biodiésel 25,32 25,32 69,47 89,16 90,03 90,93 95,97 101,86 108,72 Distribuidor mayorista 36,80 36,80 74,12 75,92 78,25 80,64 94,12 109,86 128,18 Grifero 38,55 38,55 77,64 79,53 81,96 84,47 98,59 115,08 134,27 Público usuario 4,69 4,69 9,45 9,68 9,97 10,28 12,00 14,00 16,34 Total 116,92 116,92 272,41 315,04 320,97 327,08 361,44 401,56 448,25 Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Productor biodiésel 8,63 8,63 53,18 89,39 88,52 87,62 82,52 76,69 69,83 Distribuidor mayorista 1,75 1,75 3,52 3,61 3,72 3,83 4,47 5,22 6,09 Grifero 7,14 7,14 14,37 17,72 15,17 15,64 18,25 21,30 24,85 Público usuario –3,44 –3,44 –4,93 –3,09 –3,39 –3,69 –5,41 –7,42 –9,75 Total 14,08 14,08 66,15 104,63 104,02 103,40 99,89 95,79 91,03

129


3.1.2.2 Escenario tendencial En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que mejor reflejan el comportamiento de los últimos años relacionados con el desarrollo de la oferta local de producción de etanol anhidro.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Ello implica lo siguiente:

130

• Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de etanol anhidro al 2040, a partir de la caña de azúcar (de la producción de las plantas alcoholeras). Las razones son el alto rendimiento que se tiene para proyectos comerciales como el de Sucro alcoholera La Chira. Se ha asumido que los altos valores de productividad de este proyecto van a ser alcanzados por los pequeños agricultores. • Se ha considerado un escenario tendencial del desarrollo de la cartera actual de proyectos para producción de etanol a partir de caña de azúcar. Ello implica que se considera que el 50 por ciento de la cartera actual de proyectos van a concretarse en los próximos dos años. Ello implica que para el año 2012 dichos proyectos estarían ya en fase de producción. • Se ha considerado que los escenarios de precios van a reflejar el comportamiento tendencial de los últimos años. De modo que el precio de paridad de importación de gasolina en los próximos 30 años va a estar en el valor promedio en los últimos tres años (0,59 US$/L). Del mismo modo, el precio de exportación de etanol anhidro (el que establece el precio en el mercado local) va a estar en su valor promedio de los últimos dos años, esto es 0,60 US$/L. Al igual que en el escenario optimista y pesimista, se realiza el ajuste al etanol anhidro considerando su menor poder calorífico. • Aquí hay que considerar que el usuario final es el que asume la diferencia de costos entre el precio de paridad de importación de la gasolina y el precio en el mercado local del etanol anhidro (que está marcado por el precio de exportación del etanol anhidro).


• Al igual que en los demás escenarios, se ha considerado que en caso de haber excedentes una vez cubierta la demanda local de etanol anhidro, éstos se destinarán a la exportación. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución, para el caso de la exportación, los agentes locales que intervienen son el productor local y el pequeño agricultor. En el caso de la producción local para abastecer la demanda local, a estos agentes hay que agregarles el distribuidor mayorista, el grifero y el usuario final.

• Los resultados pueden verse en los cuadros de resumen y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto a excepción del usuario final, el cual pese a que tiene “ingresos” asumidos por la reducción neta de las emisiones al reemplazar el 7,8 por ciento de la gasolina por etanol anhidro, tiene que afrontar el sobrecosto, debido a la diferencia de costos de la gasolina y etanol anhidro. En este escenario se ha considerado un precio por reducción de emisiones de 10 US$t CO2 equivalente.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

• Al igual que en los otros escenarios, hay que considerar que para éste escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2 equivalente, por el hecho de reemplazar diésel por biodiésel. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2 de acuerdo al mercado de carbono actualmente vigente, gracias al Protocolo de Kyoto. Como ya se mencionó, el análisis de ciclo de vida es muy importante. Por este motivo, se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los Resultados del análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la PUCP el año 2010. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de tierras eriazas se tiene una reducción neta de emisiones.

131


Cuadro 3.8 Abastecimiento de alcohol carburante Parámetros determinados

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Escenario seleccionado

132

Cadena de formación de precios Escenario 1

Costo de materia prima (US$/L)

0,25

Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola

Tierras eriazas

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0,46

Materia prima

Caña de azúcar

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

0,60

Rendimiento (L biodiésel/t fruto)

71

Precio de venta del distribuidor mayorista al grifero (US$/L)

0,68

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

3,3

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

0,79

4,5

Precio de paridad de importación del diésel (US$/L)

0,59

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel)

Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida

10,0

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Tendencial

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)

5 653 756

Fuente: Elaboración propia

Cuadro 3.9 Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 16,21 16,21 39,73 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56 Productor biodiésel 39,22 39,22 96,14 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01 Distribuidor mayorista 43,99 43,99 89,94 92,12 94,95 97,85 114,21 133,31 148,06 Grifero 51,02 51,02 104,31 106,84 110,12 113,49 132,46 154,61 171,72 Público usuario 0,62 0,62 1,51 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08 Total 151,06 151,06 331,64 387,62 393,71 399,99 435,32 476,57 508,42 Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 11,25 11,25 27,58 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87 Productor de biodiésel 30,17 30,17 68,27 83,78 84,68 85,60 90,79 96,85 101,53 Distribuidor mayorista 42,03 42,03 85,92 88,01 90,71 93,48 109,11 127,35 141,44 Grifero 43,99 43,99 89,94 92,12 94,95 97,85 114,21 133,31 148,06 Público usuario 26,72 26,72 54,63 55,96 57,67 59,44 69,37 80,97 89,93

2035 54,56 132,01 148,06 171,72 2,08 508,42

2040 54,56 132,01 148,06 171,72 2,08 508,42

2035 37,87 101,53 141,44 148,06 89,93

2040 37,87 101,53 141,44 148,06 89,93


Total

154,15 154,15 326,34 357,75 365,88 374,24 421,36 476,36 518,83 Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 4,96 4,96 12,15 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 Productor biodiésel 9,06 9,06 27,87 48,23 47,34 46,41 41,22 35,17 30,49 Distribuidor mayorista 1,96 1,96 4,02 4,02 4,11 4,24 4,37 5,10 5,95 Grifero 7,03 7,03 14,37 14,72 15,17 15,64 18,25 21,30 23,66 Público usuario –26,10 –26,10 –53,12 –53,88 –55,60 –57,36 –67,30 –78,90 –87,85 Total –3,09 –3,09 5,30 29,87 27,84 25,75 13,96 0,21 –10,41

518,83

518,83

2035 16,68 30,49 6,61 23,66 –87,85 –10,41

2040 16,68 30,49 6,61 23,66 –87,85 –10,41

Fuente: Elaboración propia.

de distribución del etanol (MMUS$)

60 Pequeño agricultor 40

Productor de biodiésel

20

Distribuidor mayorista

0 -20

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Grifero Publico usuario

-40 -60 -80 -100

Fuente: Elaboración propia.

3.1.2.3 Escenario pesimista En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que menos favorecen el desarrollo de la oferta local de producción de etanol anhidro. Ello implica lo siguiente: • Se ha proyectado el abastecimiento de la demanda local de etanol anhidro al 2040 a partir de la melaza, tanto de origen local como importado. Las razones son evaluar la menor rentabilidad de estos cultivos en relación a la producción de etanol a partir de caña de azúcar que se da en las plantas alcoholeras. • Aquí hay que considerar que el usuario final es el que asume la diferencia de costos entre el precio de paridad

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

(MMUS$)

Grafico 3.5 Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Beneficios (pérdidas) lo largo Distribución del Etanol a (MM US$)de la cadena

133


de importación de la gasolina y el precio en el mercado local del etanol anhidro (marcado por el precio de exportación del etanol anhidro).

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

• Se ha considerado un escenario desfavorable para el desarrollo de proyectos de producción local de etanol a partir de melaza en los ingenios azucareros. Ello implica que de la cartera actual de proyectos de producción de etanol procedente de melaza, sólo el 50 por ciento de las áreas previstas van a estar en fase de producción para el 2013.

134

• Se ha considerado que el escenario de precios va a ser el menos favorable para el desarrollo de los proyectos de etanol anhidro. Ello implica que el precio de paridad de importación de la gasolina en los próximos 30 años va a estar en el valor más bajo registrado en los últimos tres años (0,32 US$/L). Del mismo modo, el precio de exportación del etanol anhidro (que establece el precio en el mercado local) va a estar en su mayor valor de los últimos dos años, esto es 0,75 US$/L. • Al igual que en los demás escenarios, se ha considerado que en caso de que la producción local de etanol exceda la demanda local, los excedentes se destinarán a la exportación. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución para el caso de la exportación, los agentes locales que intervienen son el agricultor y el productor local. En el caso de la producción local, a estos agentes hay que sumarles el distribuidor mayorista, el grifero y el usuario final. • Finalmente, hay que considerar que para este escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2 equivalente, por el hecho de reemplazar gasolina por etanol anhidro. Ello implica asignarle un costo a la tonelada de CO2 de acuerdo al mercado de carbono actualmente vigente, gracias al Protocolo de Kyoto. Aquí hay que notar que el análisis de ciclo de vida es muy importante, por este motivo se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los Resultados del análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la


PUCP el 2010. Para este caso, dado que el costo por tonelada de CO2 se ha considerado que es cero, en el análisis de ciclo de vida no hay ingresos ni costos asociados, a pesar que en la fase agrícola se desarrolla a partir de tierras eriazas se tiene una reducción neta de emisiones.

Cuadro 3.10 Abastecimiento de alcohol carburante Parámetros determinados Escenario seleccionado Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Materia prima

Cadena de formación de precios Escenario 4

Costo de materia prima (US$/L)

0,38

Tierras eriazas

Costo de producción de biodiésel (US$/L)

0,64

Melaza

Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)

0,75

Rendimiento (L biodiésel/t fruto)

263

Precio de venta del distribuidor mayorista al gifero (US$/L)

0,82

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel)

3,3

Precio de venta del grifero al público (US$/L)

0,93

4,5

Precio de paridad de importación del diesel (US$/L)

0,32

Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel)

Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida

20,0

Escenario de desarrollo de cartera de proyectos

Favorable

Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML) Fuente: Elaboración propia

2 396 0

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

• Los resultados pueden verse en los cuadros de resumen y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto a excepción del usuario final, quien resulta el mayor perjudicado porque debe pagar el sobrecosto, debido a la diferencia de precios entre el etanol anhidro y la gasolina. Se ha considerado un precio de 0 US$/t CO2 equivalente.

135


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro 3.11

136

Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,89 0,89 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 Productor biodiésel 9,82 9,82 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 Distribuidor mayorista 10,86 10,86 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 Grifero 12,28 12,28 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 Público usuario 0,25 0,25 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 Total 34,10 34,10 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,62 0,62 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 Productor de biodiésel 8,40 8,40 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 Distribuidor mayorista 10,39 10,39 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 Grifero 10,86 10,86 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 Público usuario 9,63 9,63 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 Total 39,89 39,89 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 Rubro Pequeño agricultor 0,27 0,27 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 Productor biodiésel 1,43 1,43 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 Distribuidor mayorista 0,47 0,47 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 Grifero 1,43 1,43 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 Público usuario –9,38 –9,38 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 Total –5,79 –5,79 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88

Fuente: Elaboración propia.

2035 5,52 60,92 67,33 76,18 1,55 211,51

2040 5,52 60,92 67,33 76,18 1,55 211,51

2035 3,83 52,07 64,45 67,33 59,70 247,39

2040 3,83 52,07 64,45 67,33 59,70 247,39

2035 1,69 8,85 2,88 8,85 –58,15 –35,88

2040 1,69 8,85 2,88 8,85 –58,15 –35,88

Grafico 3.6

Beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena de distribución del etanol (MMUS$)

(MMUS$)

Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Etanol (MM US$)

10 Pequeño agricultor 0 2010

2011

2012

-10 -20

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Productor de biodiésel Distribuidor mayorista Grifero Público usuario

-30 -40 -50 -60

Fuente: Elaboración propia.


3.2 Resultados de las Proyecciones para la Participación de las Energías Renovables no Convencionales en la Generación de Electricidad al Sistema Interconectado Periodo 2010-2040 3.2.1 Escenario optimista 3.2.1.1 Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alta y moderada

Por otro lado, conforme a los porcentajes de participación establecidos, se aprecia que la energía eólica es la que tiene mayor participación. Asimismo, la energía geotermal y la fotovoltaica son las otras fuentes más relevantes. Cabe notar que el costo de generación con energía eólica es menor que el costo con solar fotovoltaico o biomasa, ya sea a partir de bagazo o relleno sanitario.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Como puede apreciarse en el cuadro 3.11, la potencia a instalarse en todo el periodo del 2010 al 2040 está entre 3 537 y 7 147 MW, dependiendo de si está referida al caso de crecimiento de demanda moderada o alta, respectivamente. Asimismo, la inversión requerida está entre 6 938 y 12 633 MMUS$ para cada uno de estos casos considerados. Nótese, que dado que la potencia eólica a instalarse en ambos periodos está por encima del valor máximo factible de ser soportado por la red de transmisión, de acuerdo al estudio realizado por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) (alrededor de 680 MW), se requeriría reforzar las redes de transmisión para poder conectar toda esta potencia al sistema. También puede apreciarse que el total de las primas representan montos por encima de los 1 000 MMUS$ en ambos escenarios. En el caso de la demanda del SEIN alta se aprecia una prima total de 1 789,7 MMUS$ y para el caso de demanda moderada, la prima equivale a 1 062,8 MMUS$. Al respecto, cabe indicar que para ambos casos se ha considerado que la cuota a cubrir mediante energías renovables es del 10 por ciento a partir del 2015. Otro aspecto relevante son las enormes cantidades de toneladas de CO2 reducidas en ambos casos: 266,6 MMt CO2 equivalente en las proyecciones para el caso de demanda alta y 185,8 MMt CO2 equivalente en el caso de demanda moderada. En ambos casos se ha considerado la mayor cantidad posible de participación de la energía geotermal, a partir de la cartera de proyectos disponibles.

137


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro 3.12

138

Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Energía a ser abastecida (GWh) 418 150,7 Energía eólica Potencia total (MW) 253 221,3 Energía generada (GWh) 253 221,3 Inversión total (MMUS$) 7 775,8 Prima total (MMUS$) 880,7 141,9 Emisiones reducidas (106 T) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 4,0% todo el periodo (%) Energía geotermal Potencial total (MW) 885,0 Energía generada (GWh) 117 274,5 Inversión total (MMUS$) 2 316,9 Prima total (MMUS$) 112,8 61,6 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía 0,6% Energía de la biomasa Potencia total (MW) 465,4 Energía generada (GWh) 30 161,6 Inversión total (MMUS$) 1 373,6 Prima total (MMUS$) 137,9 14,1 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 0,6% todo el periodo (%) Energía solar Potencia total (MW) 1 000,0 Energía generada (GWh) 22 204,7 Inversión total (MMUS$) 1 293,0 Prima total (MMUS$) 509,4 12,5 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 2,2% todo el periodo (%) Energía hidroeléctrica Potencia total (MW) 500,5 Energía generada (GWh) 207 328,8 Inversión total (MMUS$) 1 227,7 Prima total (MMUS$) 272,4 45,1 Emisiones reducidas (106 t) Total de fuentes 1,2% Energías renovables no convencionales (no incluye hidro) Potencia total (MW) 7 228,4 Energía generada (GWh) 422 862 Inversión total (MMUS$) 12 759 Prima total (MMUS$) 1 641 230,2 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 8,6% todo el periodo (%)

Fuente: Elaboración propia.

Escenario 1 (2010) 339 186,7 3 086,0 179 774,4 4 941,2 510,1 100,8 2,6% 885,0 106 999,0 2 316,9 65,2 56,3 0,4% 465,4 35 835,7 1 376,4 114,1 16,8 0,6% 1 020,0 24 648,4 1 317,4 402,1 13,9 2,1% 500,5 226 199,9 1 227,7 186,9 45,1 1,0 5 456,4 347 258 9 952 1 091 187,7 6,7%


Cuadro 3.13 Escenario 2 4 878,0 885,0 417,0 48,4 1 000,0 7 228,4 500,5 7 728,9

Escenario 1 3 086,0 885,0 417,0 48,4 1 020,0 5 456,4 500,5 5 956,9

Energía generada en el periodo (GWh) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 253 221,3 117 274,5 23 690,1 6 471,5 22 204,7 422 862,1 207 328,8 630 190,8

Escenario 1 179 774,4 106 999,0 28 520,1 7 315,7 24 648,4 347 257,6 226 199,9 573 457,5

Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 7 775,8 2 316,9 1 104,2 269,3 1 293,0 12 759,3 1 227,7 13 987,0

Escenario 1 4 941,2 2 316,9 1 104,2 272,1 1317,4 9 952,0 1 227,7 11 179,7

Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 880,7 112,8 76,1 61,8 509,4 1 640,9 272,4 1 913,3

Escenario 1 510,1 65,2 62,0 52.1 402,1 1 091,4 186,9 1 278,3

Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2)

Escenario 2 141,9 61,6 11,32 2,77 12,5 230,2 45,1 275,3

Escenario 1 100,8 56,3 13,6 3,1 13,9 187,7 45,1 232,8

Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total Fuente: Elaboración propia.

Escenario 2 4,0% 0,6% 0,6% 2,2% 7,4% 1,2% 8,6%

Escenario 1 2,6% 0,4% 0,6% 2,1% 5,7% 1,0% 6,7%

Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Potencia total requerida en el periodo (MW) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

139


Gráfico 3.7 Potencia total requerida en el periodo (MW) Potencia Total Requerida en el Periodo (Mw) Escenario 2

Escenario 1

5 500 4 878

5 000 4 500 4 000 3 500

3 086

3 000 2 500 2 000 2 500

885

1 000

417

500

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

501

417 48

0

140

1 000 1 020

885

Energía Eólica

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

501

48

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Inversión total requerida (MMUS$) Inversión Total Requerida (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

9 000 7 776

8 000 7 000 6 000

4 941

5 000 4 000 3 000

2 317 2 317

2 000 1 104 1 104

1 000

269

0

Energía Eólica

Energía Geotermal

1 293 1 317

1 228 1 228

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

272

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 3.8 Energía generada en el periodo (GWh) Energía Generada en el Periodo (Gwh) Escenario 2

Escenario 1

280 000 240 000

253 221 226 200 207 329

200 000 179 774 160 000 117 275

120 000

106 999

80 000 40 000 0

23 690

28 520

22 205 24 648 6 472 7 316

Energía Eólica

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica


Prima total acumulada (MMUS$) Prima Total Acumulada (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

1 000 881 800

600

510

509 402

400

272 187

200

113

0

Energía Eólica

76

65

Energía Geotermal

62

62

52

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia.

Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2) Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2

Escenario 1

160 140

141,9

120 100,8

100 80

61,6

60

56,3 45,1 45,1

40 20 0

11,32 13,6 Energía Eólica

Energía Geotermal

2,77

3,1

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

12,5 13,9 Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia.

Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo periodo (%) Incremento Promedio del el Precio Medio de la Energía Eléctrica en todo el Periodo (%) Escenario 2

Escenario 1

4,5 4,0

4,0%

3,5 3,0 2,5

2,6% 2,2%

2,0

2,1%

1,5

1,2%

1,0

0,6%

0,5 0,0

Energía Eólica

0,4%

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

0,6%

1,0%

0,6%

Energía de Biomasa

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Gráfico 3.9

141


3.2.2 Escenario tendencial 3.2.2.1 Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alto y moderado

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

En este escenario al igual que los otros, se tienen resultados, tanto para el caso de demanda moderada como la demanda alta. Tal como se indicó en las razones expuestas, para este escenario se ha tomado en cuenta cubrir sólo el 5 por ciento de la demanda total de electricidad al sistema interconectado, a diferencia del escenario optimista que considera el 10 por ciento a partir del 2015.

142

Puede apreciarse, en relación a la energía eólica, que la participación de esta fuente sigue siendo la más importante. A continuación, sigue la energía solar fotovoltaica y posteriormente la energía a partir de la biomasa. En comparación con el escenario optimista, aquí la energía geotermal sólo participa con los dos proyectos que tienen estudios de prefactibilidad, Borateras y Calientes (ambos suman una potencia de 150 MW). Por otro lado, como puede apreciarse cuando se comparan los resultados con el escenario optimista, para este caso, tanto las inversiones como las primas requeridas son significativamente menores. En relación a las primas, el caso de la demanda eléctrica alta tiene una diferencia de 41 por ciento menos y el caso de la demanda eléctrica moderada tiene un 24 por ciento menos del valor total en dicho escenario. Asimismo, las reducciones de CO2 involucradas en todo el periodo siguen siendo bastante significativas y están en el orden de 156,3 y 116,7 MMt CO2 equivalente para el caso de demanda de electricidad alta y moderada respectivamente. Como puede apreciarse en este escenario, al igual que en el resto, el caso de la hidroenergía no convencional cubre la meta del presente gobierno de alcanzar los 500 MW en pequeñas centrales hidroeléctricas instaladas.


Cuadro 3.14

Fuente: Elaboración propia.

Escenario 1 (2010-2040) 174 766,3 1 582,0 87 632,0 2 562,2 259,3 49,2 1,4% 150,0 27 922,5 401,5 27,5 14,8 0,1% 465,4 37 347,9 1 376,4 110,9 17,5 0,6% 1 020,0 23 746,1 1 317,4 372,9 13,4 2,0% 500,5 226 199,9 1 227,7 194,7 45,1 1,0%

3 217,4 176 648 5 658 771 94,9 5,0%

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Energía a ser abastecida (GWh) 214 444,6 Energía eólica Potencia Total (MW) 2 478,0 Energía generada (GWh) 131 996,9 Inversión total (MMUS$) 3 979,5 Prima total (MMUS$) 448,8 74,0 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 2,1% todo el periodo (%) Energía geotermal Potencial total (MW) 150,0 Energía generada (GWh) 27 922,5 Inversión total (MMUS$) 401,5 Prima total (MMUS$) 40,2 14,8 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía 0,2% Energía de la biomasa Potencia total (MW) 469,8 Energía generada (GWh) 34 694,4 Inversión total (MMUS$) 1 398,0 Prima total (MMUS$) 139,8 16,3 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 0,6% todo el periodo (%) Energía solar Potencia total (MW) 960,0 Energía generada (GWh) 18 557,8 Inversión total (MMUS$) 1 244,2 Prima total (MMUS$) 421,7 10,5 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 1,8% todo el periodo (%) Energía hidroeléctrica Potencia total (MW) 500,5 Energía generada (GWh) 207 328,8 Inversión total (MMUS$) 1 227,7 Prima total (MMUS$) 270,4 45,1 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 1,2% todo el periodo (%) Total de fuentes Energías renovables no convencionales (no incluye hidro) Potencia total (MW) 4 057,8 Energía generada (GWh) 213 172 Inversión total (MMUS$) 7 023 Prima total (MMUS$) 1 050 115,6 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 5,8% todo el periodo (%)

143


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro 3.15

144

Potencia total requerida en el periodo (MW) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 2 478,0 150,0 417,0 52,8 960,0 4 057,8 500,5 4 558,3

Escenario 1 1 582,0 150,0 417,0 48,4 1 020,0 3 217,4 500,5 3 717,9

Energía generada en el periodo (GWh) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 131 996,8 27 922,5 29 095,1 5 599,3 18 557,8 213 171,6 207 328,8 420 500,3

Escenario 1 87 632,0 27 922,5 30 820,1 6 527,8 23 746,1 176 648,4 226 199,9 402 848,3

Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 3 979,5 401,5 1 104,2 293,7 1 244,2 7 023,1 1 227,7 8 250,9

Escenario 1 2 562,2 401,5 1 104,2 272,1 1 317,4 5 657,5 1 227,7 6 885,3

Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 448,8 40,2 89,9 49,9 421,7 1 050,5 270,4 1 320,9

Escenario 1 259,3 27,5 66,7 44,2 372,9 770,7 194,7 965,4

Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 74,0 14,8 13,90 2,39 10,5 115,6 45,1 160,7

Escenario 1 49,2 14,8 14,7 2,8 13,4 94,9 45,1 140,0

Escenario 2 2,1% 0,2% 0,6% 1,8% 4,7% 1,2% 5,8%

Escenario 1 1,4% 0,1% 0,6% 2,0% 4,0% 1,0% 5,0%

Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total Fuente: Elaboración propia.


Gráfico 3.15 Potencia total enelel periodo Potencia Totalrequerida Requerida en Periodo (Mw)(MW) Escenario 2

Escenario 1

3 000

2 500

2 478

2 000 1 582 1 500

960

1 000

500

417 150 Energía Eólica

150

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

501

417 53

501

48

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Inversión total requerida (MMUS$) Inversión Total Requerida (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

4 500 4 000

3 979

3 500 3 000 2 500

2 562

2 000 1 500 1 104 1 104

1 000 402

500 0

Energía Eólica

402

Energía Geotermal

294

1 244 1 317

1 228 1 228

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

272

Energía Biomasa Energía de la (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 3.16 Energía generada en el periodo (GWh) Energía Generada en el Periodo (Gwh) Escenario 2

Escenario 1

250 000 226 200 207 329 200 000

150 000 124 430 100 000 61 518 50 000 27 923 27 923 0

29 900

23 115 5 599 5 430

Energía Eólica

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

17 618 15 776 Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

0

1 020

145


Prima total acumulada (MMUS$) Prima Total Acumulada (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

500 418

395

400

287

300

200

196

88

100 40 0

271

209

Energía Eólica

51

28

Energía Geotermal

50

35

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Fuente: Elaboración propia.

146

Gráfico 3.17 Energía generada en el periodo (GWh) Energía Generada en el Periodo (Gwh) Escenario 2

Escenario 1

240 000

226 200 207 329

200 000

160 000 131 997 120 000 87 632 80 000

40 000

0

27 923 27 923

29 095 30 820 5 599 6 528

Energía Eólica

Energía Geotermal

18 558 23 746

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia.

Prima total acumulada (MMUS$) Prima Total Acumulada (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

500 449

422

400

300

373

270

259

195

200

90

100 40 0

Energía Eólica

28

Energía Geotermal

67

50

44

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Fuente: Elaboración propia.

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica


Grafico 3.18 Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2) Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2 80

Escenario 1

74,0

70 60 49,2

50

45,1 45,1

40 30 20

14,8 14,8

13,9 14,7

10 0

10,5 2,4

Energía Eólica

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

13,4

2,8

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Escenario 2

Escenario 1

2,5 2,1%

2,0%

2,0

1,5

1,8% 1,4% 1,2% 1,0%

1,0 0,6%

0,6%

0,5 0,2% 0

Energía Eólica

0,1%

Energía Geotermal

Energía de Biomasa

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia.

3.2.3 Escenario pesimista 3.2.3.1 Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alta y moderada Para este escenario se ha considerado, a priori, que la energía geotermal que dentro de las FERNC tiene mayor potencial (por los promisorios resultados de los estudios de prefactibilidad en Borateras y Calientes) no participa en cubrir los requerimientos de generación. Las razones pueden ser muchas, una de ellas es que los estudios de factibilidad pendientes no confirmen los resultados obtenidos hasta ahora en los estudios de prefactibilidad realizados. Otro motivo que se sumaría es que, en otras locaciones geotérmicas, las evaluaciones no hayan sido exitosas en la tarea de verificar que dichos proyectos sean más rentables que

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Incremento promedio del mediodede energía Incremento Promedio delprecio Precio Medio la la Energía eléctrica enen todo (%) Eléctrica todoel el periodo Periodo (%)

147


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

los proyectos hidroeléctricos o eólicos, los que a priori, son los que mayor rentabilidad tienen. Éstas son algunas de las principales razones por las cuales los proyectos geotérmicos no se desarrollan en este escenario.

148

Otro aspecto que define este escenario —y que se refleja en mayores costos de inversión y primas— es el hecho de que la participación de la energía eólica es menor aquí, comparándolo con el escenario tendencial u optimista. Por otro lado, esta menor participación de la energía eólica es cubierta por la energía solar fotovoltaica, que es una tecnología con menor factor de planta y mayores costos de inversión. Por lo tanto, las diferencias pueden apreciarse al compararse en ambos escenarios los resultados de los montos de inversión, las primas y el impacto en la tarifa eléctrica promedio. La generación de electricidad a partir de biomasa (ya sea en ingenios azucareros, plantas alcoholeras o rellenos sanitarios) representa en este escenario un menor valor que el registrado en el tendencial, ya que también parte de su participación —en relación al escenario tendencial— es cubierta por la energía solar fotovoltaica. Sin embargo, hay que hacer la salvedad —válida para los otros escenarios— que la participación de la biomasa en el Perú tiene limitaciones por el lado de la oferta, debido a las limitadas extensiones disponibles de plantaciones de caña de azúcar y las restricciones existentes para el acceso al recurso hídrico, en especial en el norte del Perú. Asimismo, la generación a partir de rellenos sanitarios —si bien en teoría suena promisoria—, al confrontarla con la realidad, se puede apreciar que hay muy pocos de ellos en el Perú y que la mayoría de instalaciones para recibir la basura son simples botaderos. No obstante, recientemente se han promulgado normas que establecen las condiciones para un adecuado manejo de los residuos sólidos urbanos que incluyen la disposición final, y que se espera vayan implementándose a lo largo del tiempo. Luego, en el futuro, se ve muy complicado que la generación a partir de rellenos sanitarios pueda obtener una participación considerable en la generación de electricidad con FERNC. Como se aprecia en este escenario, las inversiones y primas requeridas, así como las emisiones generadas, son bastante apreciables al igual que en los demás escenarios.


Cuadro 3.16

Fuente: Elaboración propia.

Escenario 1 (2010-2040) 174 766,3 1 454,0 84 961,2 2 359,7 232,1 47,7 1,2% 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0% 465,4 43 543,2 1 376,4 125,7 20,4 0,7% 1 920,0 44 085,5 2 416,5 637,5 24,8 3,4% 500,5 226 199,9 1 227,7 180,5 45,1 0,9%

3 838,4 172 590 6 153 995 92,9 6,3%

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Energía a ser abastecida (GWh) 214 444,6 Energía eólica Potencia total (MW) 2 158,0 Energía generada (GWh) 120 868,5 Inversión total (MMUS$) 3 473,3 Prima total (MMUS$) 406,4 67,8 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 1,9% todo el periodo (%) Energía geotermal Potencial total (MW) 0,0 Energía generada (GWh) 0,0 Inversión total (MMUS$) 0,0 Prima total (MMUS$) 0,0 0,0 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 0,0% todo el periodo (%) Energía de la biomasa Potencia total (MW) 465,4 Energía generada (GWh) 43 379 Inversión total (MMUS$) 1 373,6 Prima total (MMUS$) 169,4 20,4 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 0,8% todo el periodo (%) Energía solar Potencia total (MW) 2 420,0 Energía generada (GWh) 45 965,3 Inversión total (MMUS$) 3 027,2 Prima total (MMUS$) 820,1 25,8 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 3,8% todo el periodo (%) Energía hidroeléctrica Potencia total (MW) 500,5 Energía generada (GWh) 207 328,8 Inversión total (MMUS$) 1 227,7 Prima total (MMUS$) 257,9 45,1 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 1,1% todo el periodo (%) Total de fuentes Energías renovables no convencionales (no incluye hidro) Potencia total (MW) 5 043,4 Energía generada (GWh) 210 213 Inversión total (MMUS$) 7 874 Prima total (MMUS$) 1 396 114,0 Emisiones reducidas (106 t) Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en 7,5% todo el periodo (%)

149


E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Cuadro 3.17

150

Potencia total requerida en el periodo (MW) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 2 158,0 0,0 417,0 48,4 2 420,0 5 043,4 500,5 5 543,9

Escenario 1 1 454,0 0,0 417,0 48,4 1 920,0 3 839,4 500,5 4 339,9

Energía generada en el periodo (GWh) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 120 868,5 0,0 36 570,1 6 809,2 45 965,3 210 213,1 207 328,8 417 541,9

Escenario 1 84 961,2 0,0 36 340,1 7 203,1 44 085,5 172 589,9 226 199,9 398 789,8

Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 3 473,3 0,0 1 104,2 269,3 3 027,2 7 874,0 1 227,7 9 101,7

Escenario 1 2 359,7 0,0 1 104,2 272,1 2 416,5 6 152,6 1 227,7 7 380,3

Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 406,4 0,0 110,7 58,7 820,1 1 395,9 257,9 1 653,9

Escenario 1 232,1 0,0 77,0 48,6 637,5 995,2 180,5 1 175,8

Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2)

Escenario 2

Escenario 1

Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Escenario 2 1,9% 0,0% 0,8% 3,8% 6,4% 1,1% 7,5%

Escenario 1 1,2% 0,0% 0,7% 3,4% 5,3% 0,9% 6,3%

Energía eólica Energía geotermal Energía de biomasa (residuos cañeros) Energía de biomasa (rellenos sanitarios) Energía solar fotovoltaica Sub total Energía hidroeléctrica Total

Fuente: Elaboración propia.

67,8 0,0 17,48 2,91 25,8 114,0 45,1 159,1

47,7 0,0 17,4 3,1 24,8 92,9 45,1 138,0


Gráfico 3.19 Potencia total requerida en el periodo (MW) Potencia Total Requerida en el Periodo (Mw) Escenario 2

Escenario 1

2 800 2 420

2 400 2 158 2 000

1 920

1 600

1 454

1 200 800 417

400 0

0

48

0

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

48

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Inversión total requerida de (MMUS$) Inversión Total Requerida (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

4 000 3 500

3 473 3 027

3 000 2 500

2 417

2 360

2 000 1 500

1 228 1 228

1 104 1 104 1 000 500 0

269 0 Energía Eólica

272

0

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Gráfico 3.20 Energía generada en en el el periodo Energía Generada Periodo(GWh) (Gwh) Escenario 2

Escenario 1

250 000 226 200 207 329 200 000

150 000 120 869 100 000

84 961

50 000

0

45 965 44 086

36 570 36 340 0 Energía Eólica

0

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

6 809 7 203 Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Energía Eólica

501

501

417

151


Prima total acumulada (MMUS$) Prima Total Acumulada (MM US$) Escenario 2

Escenario 1

1 000 820

800

637 600

400

406 258

232

181

200

0

0

0 Energía Eólica

77 111

Energía Geotermal

59

49

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

Fuente: Elaboración propia.

152

Gráfico 3.21 Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2) Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2

Escenario 1

80 70

67,8

60 47,7

50

45,1 45,1

40 30

25,8 24,8 17,5 17,4

20 10 0

0,0 Energía Eólica

2,9

0,0

Energía Geotermal

3,1

Energía de Energía de Biomasa (Residuos Biomasa (Rellenos Cañeros) Sanitarios)

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia.

Incremento promedio del precio medio de la energía Incremento Promedio del Precio Medio(%) de la Energía eléctrica en todo el periodo Eléctrica en todo el Periodo (%) Escenario 2

Escenario 1

4,5 4,0

3,8% 3,4%

3,5 3,0 2,5 2,0 1,5

1,9% 1,2%

1,1%

1,0

0,8%

0,7%

0,9%

0,5 0

0,0% Energía Eólica

0,0%

Energía Geotermal

Fuente: Elaboración propia.

Energía Biomasa

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Hidroeléctrica


capítulo

4

Conclusiones

4.1 Biocombustibles líquidos

Desarrollar este tipo de mercados es importante porque contribuye a la diversificación de la matriz energética, aumenta la seguridad energética del abastecimiento, tiene incidencia en la generación de empleo local, promueve el desarrollo de una cartera de proyectos MDL, entre otros aspectos. Sin embargo, es necesario establecer de qué manera se espera desarrollar estos mercados y —sobre todo— quiénes son los “beneficiarios” y “perjudicados” con dichas políticas. A manera de ejemplo, para diversos escenarios de desarrollo de los proyectos bioenergéticos, hemos desarrollado un modelo que establece cuáles son los ingresos y los costos para los diferentes agentes que intervienen en la cadena de biocombustibles líquidos. Ello significa, por ejemplo, que habrá escenarios en los cuales el público usuario tendrá mayores beneficios en comparación con otros, esto estará ligado al comportamiento que determinen los ingresos y costos de este agente de la cadena. En este caso, estará ligado a la generación o reducción de emisiones de GEI, precios de paridad de importación de los combustibles fósiles (gasolinas y petróleo diésel), precios de importación del biodiésel, precio de exportación de la gasolina, entre otros. De igual forma se pueden analizar los ingresos y los costos del pequeño agricultor, del productor local de biocombustible, del distribuidor mayorista y de los distribuidores minoristas. El aspecto crucial para identificar es quiénes son los beneficiados y los perjudicados con las políticas establecidas. Una manera de estable-

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Para ambos modelos (etanol anhidro y biodiésel) se aprecia que si bien los cambios realizados en el marco regulatorio han establecido las condiciones necesarias para el desarrollo de estos mercados, aún faltan aspectos que lo complementen y que establezcan con mayor precisión la política del sector en materia de desarrollo de las energías renovables en el país. Algunos de esos aspectos son los siguientes:

153


cerlo es analizar toda la cadena y medir los impactos de las políticas. Volviendo al tema de los biocombustibles, formularía las siguientes preguntas:

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

¿Quiénes son los principales agentes a lo largo de la cadena de distribución de biocombustibles a los cuales queremos favorecer con nuestras políticas? ¿Es acaso el pequeño agricultor o el productor local?, ¿acaso el distribuidor mayorista o el grifero? De pronto, ¿es el usuario final? ¿Cómo podemos medir el impacto en cada uno de estos agentes?

154

El tema es claro, a través del modelo que hemos desarrollado, se pueden diseñar políticas específicas que prioricen que el mayor beneficio recaiga en alguno o algunos de estos agentes. Lo que es utópico o imposible es desarrollar una política que beneficie a todos por igual, por la simple razón de que en muchos casos tienen intereses contrapuestos. Este último punto lo podemos explicar del siguiente modo: una política que obliga a establecer mezclas de combustibles fósiles con biocombustibles, si bien puede favorecer al productor local de biocombustible y al pequeño agricultor dedicado a sembrar cultivos para biocombustibles —en la medida que puedan cubrir parte o toda la demanda local— desfavorece al usuario final, pues tendrá que pagar un sobrecosto siempre que el precio equivalente del biocombustible sea mayor al del combustible fósil que va a reemplazar. Otro ejemplo: una política que obligue al productor local de biocombustible a comprar un porcentaje mínimo de materia prima al pequeño agricultor, beneficiará a este último; sin embargo, es posible que encarezca el costo de producción local, debido a los mayores costos del pequeño agricultor con el productor comercial. Luego, al ser mayores los costos de producción, el usuario final tendrá que pagar un precio más alto al que hubiera pagado en caso de que la producción del 100 por ciento de la materia prima fuera a nivel comercial. Otro ejemplo: un desarrollo de la industria de los biocombustibles que no salvaguarde al productor local de la competencia desleal de importar biocombustible subsidiado, podría favorecer al distribuidor mayorista local en desmedro del productor local y del pequeño agricultor. Sin embargo, podría verse beneficiado el usuario final, debido a que compraría la mezcla a un menor costo que si el biocombustible fuera 100 por ciento de origen local. Entonces la pregunta es clara: ¿qué tipo de desarrollo queremos de los biocombustibles líquidos? ¿Quiénes son los principales actores a los cuales queremos beneficiar? ¿Qué instrumentos económicos vamos a establecer


para favorecerlos efectivamente? Son preguntas que deben ser respondidas si queremos tener claro el futuro que aspiramos para este mercado. No basta establecer los porcentajes obligatorios y los calendarios de las mezclas si estas preguntas no son respondidas.

4.2 Generación de electricidad al SEIN con FERNC

No obstante, las dificultades tienen que ver con otros aspectos, fundamentalmente, de tipo tecnológico y de la competencia existente en cuanto a los precios de generación de electricidad (por tipo de tecnologías y fuentes). Otro aspecto similar al de los biocombustibles es la falta de un análisis exhaustivo de la cadena de producción, transmisión, distribución y uso final de la electricidad que se genera con estas FERNC. En este sentido, el mercado ofrece una complejidad mayor al de los biocombustibles líquidos, por lo cual el modelo que se ha elaborado no analiza a todos los agentes de la cadena; aunque identifica a los principales, que son los productores de FERNC y el público usuario. Si bien existen actores que no están incluidos, como el transmisor y el distribuidor de energía eléctrica, se entiende que incluir a productores y usuarios finales proporciona un enfoque mucho más amplio que el analizar sólo por el lado del productor de la tecnología. Aquí, al igual que en el caso de los biocombustibles, hay “beneficiados” y “perjudicados”, y es necesario poder identificarlos a fin de hacer un análisis cabal del efecto que origina la implementación de esta política. Un aspecto trascendental aquí es que el precio de generación de electricidad a través de las energías renovables no convencionales es la mayor parte del tiempo más caro que el costo marginal promedio del sistema interconectado, debido a las variaciones del costo marginal. Esto significa que dentro de las reglas del mercado vigentes, desarrollar la generación al SEIN mediante FERNC, si bien tiene el beneficio de diversificar la matriz energética, contribuir a la seguridad energética, reducir emisiones de carbono equivalentes en centrales convencionales de generación, entre otros, tiene el costo de requerir incentivos para su desarrollo.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

En el desarrollo de este mercado existen menos complejidades que en el de los biocombustibles líquidos, porque los escenarios de importación de electricidad generada a partir de FERNC o de exportación de la misma a otros países no están considerados en el marco normativo vigente. Entonces, el tema pasa por el desarrollo de un mercado de producción local de electricidad a partir de FERNC, que pueda cubrir una demanda local de electricidad establecida mediante el Decreto Legislativo N.° 1002.

155


Estos incentivos se pueden cubrir directamente a través del gobierno y, por tanto, recaudados por impuestos, canon, fondos públicos, entre otros, o pagados directamente por el público usuario en la facturación de electricidad. Éste es el método por el cual se va a implementar en nuestro país.

E nergía s re novabl es en el planea mie nto e stratégigo del me diano y largo plazo

En consecuencia, las preguntas que se formulan aquí son menos diversas que para el caso de los biocombustibles líquidos. Está claro que hay un beneficio para el público usuario que es necesario cuantificar y tenerlo en cuenta; sin embargo, también tiene costos por la diferencia en los precios de generación con otras fuentes energéticas.

156

También es necesario definir de qué forma queremos desarrollar este mercado, y ante ello ensayamos las siguientes preguntas: ¿cuánto es el incremento en la tarifa eléctrica que el público usuario de nuestro mercado estaría dispuesto a pagar para tener una contribución más limpia al parque de generación eléctrico? ¿Cuál es la participación de las diversas tecnologías a partir de las FERNC que haría más factible que este incremento en la tarifa eléctrica sea aceptado por el público usuario? ¿Cuánto sería el incremento en la tarifa eléctrica en caso se variase el porcentaje de participación de las FERNC, del 5 por ciento a un porcentaje mayor? Existen otras incógnitas que también pueden contribuir: ¿cuál es el grado de contribución de cada una de estas tecnologías, a partir de las FERNC, para la creación de un mercado local de repuestos y accesorios que pueda acompañar el desarrollo de este mercado? ¿Cuál es la capacidad de los centros de formación locales de formar especialistas que puedan participar del desarrollo de este tipo de industrias, tanto a nivel profesional como técnico? ¿Cómo se vería afectado este mercado para profesionales locales con el establecimiento de diferentes tecnologías? ¿Cuál es la contribución a la generación de empleo local y qué grado de inclusión puede asociarse a estos proyectos considerando las diversas tecnologías existentes? Al igual que en el caso de los biocombustibles, se pueden establecer políticas que beneficien a diferentes actores de la cadena, para lo cual se debe tener claro quiénes son los principales agentes a los que se pretende favorecer con dichas políticas. Por ejemplo, una política que sólo establece cuotas para ciertas tecnologías (política vigente en nuestro país) está orientada principalmente a beneficiar al productor, el cual en la mayoría de los casos es una empresa extranjera. Sin embargo, se necesitará cubrir las primas a la generación de electricidad, las cuales van a ser asumidas por el público usuario, quien aparece como agente “perjudicado”. No obstante, valga la salvedad, hay que decir que el usuario también tiene beneficios.


Una política que establece que cada proyecto que se presente a las respectivas subastas para generación de electricidad con FERNC debe tener una contraparte local, tiene que contratar mano de obra local y va a “beneficiar” a actores locales, además del propio gestor del proyecto. Sin embargo, está claro que hay un costo adicional por incorporar a empresas locales y posiblemente por dar empleo local, este costo lo debería asumir el usuario final a través de las primas requeridas y con ello el incremento de la tarifa eléctrica.

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Éstos son los aspectos que serán necesarios definir, con el fin de acompañar los avances normativos que se han dado hasta la fecha.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

Una política que esté orientada a cubrir un porcentaje de la generación de electricidad con FERNC, pero sin tener como meta la minimización del incremento de la tarifa (causada por las primas y que debe cubrir el usuario final) tendría como principal “beneficiado” al productor de electricidad a partir de FERNC y como principal “perjudicado” al usuario final. Una política inversa, es decir que minimice el incremento a la tarifa eléctrica mediante la priorización de tecnologías de generación más baratas, tendría el efecto opuesto. El mayor beneficiado sería el usuario final y el más perjudicado el productor.

157


BIBLIOGRAFÍA

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4. Swisscontact - Grupo de Apoyo al Sector Rural. (2009). Análisis del Ciclo de Vida de los Biocombustibles en el Perú. Lima, Perú: Agencia Suiza para el Desarrollo y la Cooperación - COSUDE / Pontificia Universidad Católica del Perú / Fundación Swisscontact. 5. Ministerio de Energía y Minas-MINEM. Plan Referencial de Electricidad 2008 - 2017. Lima, Perú: Dirección General de Electricidad - MEM. 6. Ministerio de Energía y Minas-MINEM. Plan Referencial de Hidrocarburos 2009 - 2028. Lima, Perú: Dirección General de Hidrocarburos-MEM. 7. Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura - FAO. Proyecto Bioenergía y Seguridad Alimentaria (BEFS) 2008-2010.

E nergías re novable s en e l plane ami ento e st ratégigo del mediano y largo plazo

3. Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo - SNV. (2006). Línea de Base de Biocombustibles en la Amazonia Peruana. Perú: SNV.

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Los textos del Documento de trabajo N.° 10 se presentan en la tipografía Óptima de 12 con interlineado de 15, el libro mide 29 cm x 21 cm. La impresión offset se hizo sobre papel bond alisado de 90 gr y fue realizada en diciembre del 2011 por Ramos Martel y Asociados S.A.C., Jirón Cailloma 576 – Cercado de Lima, RUC 20503719721, correo electrónico: Hermartel@hotmail.com

Asistente de cuidados de edición: Brenda Boulangger


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# 10 Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo Pedro Gamio / Henry García

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