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Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo # 10 Pedro Gamio / Henry García
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Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo
# 10
Docum
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ediano y Largo Plazo
Pedro Gamio / Henry García
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Presidente de la RepúblicaOllanta Humala Tasso
Presidente del Consejo de MinistrosÓscar Valdés Dancuart
Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoGermán Alarco Tosoni
Miembros del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoJosé Antonio Arévalo Tuesta, Javier Enrique Dávila Quevedo, Vladimiro Huaroc Portocarrero, Grover Germán Pango Vildoso, José Fernando Valdéz Calle
Director Nacional de Prospectiva y Estudios EstratégicosJoel Jurado Nájera
Director Nacional de Coordinación y Planeamiento Estratégico (e)Ramón Pérez Prieto
Director Nacional de Seguimiento y EvaluaciónElías Ruiz Chávez
Ciencia y TecnologíaModesto Montoya Zavaleta
Asesor encargado de publicacionesLuis Lozano Grández
© Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoAv. Canaval y Moreyra 150, Edificio Petroperú, piso 10, San Isidro, Lima, PerúTeléfono: 711-7300Correo electrónico: [email protected]ón URL: www.ceplan.gob.peDerechos reservadosPrimera edición: diciembre de 2011Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N.°: 2011-15765ISBN: 978-612-46106-7-7Imprenta: Ramos Martel y Asociados S.A.C.Tiraje: 2 000 ejemplaresDiseño de carátula e interiores: Alberto Contreras Martínez
El CEPLAN no necesariamente coincide con el contenido y las opi-niones 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.
CONTENIDOPresentación ............................................................................................................................... 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
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
2.1.3.2 Escenarios considerados para la producción de biodiésel ......101
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
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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
3.1.2 Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local
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 Resultados para un escenario de demanda eléctrica
del SEIN alta y moderada .......................................................137
3.2.2 Escenario tendencial ................................................................................142
3.2.2.1 Resultados para un escenario de demanda eléctrica
del SEIN alto y moderado ......................................................142
3.2.3 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 re-novables 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.
Se incorporan dos estudios. El primero desarrollado por Pedro Gamio titulado “Ele-mentos para el planeamiento estratégico de las energías renovables”. En este se elabo-ran 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.
Lo central de la propuesta es mantener una economía próspera y sostenible, diversi-ficando la matriz energética y construyendo capacidades, con una amplia gama de tecnologías energéticas limpias y eficientes, de baja emisión de carbono. Esto consti-tuiría 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 oportunida-des 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 estraté-gica 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 incorporan-do 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 ener-gética en el mediano y largo plazo”. El autor recalca la importancia que tiene la incor-poración 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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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.
En el caso de la generación de electricidad, se determinó que el 5 por ciento de la de-manda eléctrica debe ser abastecida mediante energías renovables no convenciona-les, 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 Reno-vables 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 alter-nativa 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 Orga-nización 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 biocom-bustibles 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
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Elementos para el Planeamiento
Estratégico de las Energías 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 tecnolo-gía. El cambio climático, la seguridad del abastecimiento energético y la competitividad son retos indisociables que presentan múltiples facetas y requieren una respuesta coor-dinada y articulada.
Dentro de las estrategias que se vienen desarrollando como país están las políticas y me-didas 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.
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, ade-más 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 be-neficios 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 sos-tenibilidad. 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 ener-gético, 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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El objetivo es mantener una economía próspera y sostenible, diversificando la matriz energética y construyendo capacidades, con una amplia gama de tecnologías energé-ticas 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.
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.
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 estruc-turada 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. Estu-dios recientes (tales como el Informe Stern, los informes del Grupo Intergubernamen-tal 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 in-novación 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 in-vestigación 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.En
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El Estado peruano debe promover el desarrollo sostenible, basado en la interac-ción 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 per-sonas 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.
En el Perú vivimos una controvertida situación ambiental, que se debe a la contami-nación 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 econó-micas. 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 sos-tenible 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 gobier-no. Por ello es imperativo fortalecer la capacidad institucional de la autoridad am-biental 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-
CAPíTulO
1 ENERGíAS RENOvAblES y ESTRATEGIA NACIONAl fRENTE Al CAMbIO ClIMáTICO EN El PERú
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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.
Fortalecer la gestión ambiental para promover la competitividad, entendida como un proceso productivo más limpio y sostenible, tomando en conside-ración los criterios de huella ecológica en los negocios.
Promover las ventajas competitivas de la diversidad biológica y la configura-ción 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 tec-nológicas 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 invo-lucra 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 estraté-gica, 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 mi-llones de soles, correspondientes al 4 por ciento del PBI (2003), (Mundial, mayo 2007), afecta a los espacios rurales y entornos urbanos, que sufren la degrada-ción ambiental vinculada principalmente a la contaminación del agua, conta-minación del aire en exteriores e interiores, desastres naturales, degradación de suelos, deforestación, acumulación de residuos sólidos, entre otros.
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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 nues-tro 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 úl-timos 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 he-ladas en cuencas de gran importancia por ser proveedoras de alimentos del país.
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 com-pensación debido a la magnitud de los mismos. Esto será sufrido principalmente por los sectores más pobres de la población.
Una estrategia de mitigación debe apoyarse en cobeneficios locales y sinergias para el crecimiento económico, la gestión de los recursos renovables y no reno-vables, 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 tér-minos 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 respec-to 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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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 infor-mal, que es devastadora en algunas zonas específicas; y el narcotráfico.
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 ob-jetivo 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.
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. En-tiéndase 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 do-méstico 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 complemen-tariamente 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.EnE
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tración del Ministro Sánchez no está claro el rumbo del sector, ha-biéndose desacelerado parte de las iniciativas antes mencionadas. Aunque recientemente se aprecia algún nivel de rectificación.
Sector transporte
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 ferrovia-rio, aéreo y acuático. El transporte terrestre está compuesto por un parque automotor nacional de 1 600 000 vehículos, según esta-dísticas 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:
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 gra-va con impuestos a la propiedad a los vehículos nuevos durante los primeros tres años de uso, quedando libres de carga tributa-ria 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 ins-pección vehicular, pese a las recientemente instauradas revisio-nes técnicas en Lima que deben certificar el control de calidad de sus procesos.
Consumo de combustibles: la estructura de precios de los com-bustibles 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 sec-tor, con una clara tendencia al crecimiento para el futuro próxi-mo. 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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Adicionalmente a las características propias de los vehículos, el sector presenta serios problemas de ordenamiento en el trans-porte y la circulación terrestre. Lima Metropolitana, que con-centra 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 ur-bana. No obstante, se tiene previsto la implementación del Co-rredor 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 carre-teras son una de las principales causas de muerte en el país.
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 Metropo-litana y Callao. A la fecha, se sigue comercializando diésel mayori-tariamente 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 Inver-sión 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, respectiva-mente, correspondientes al consumo de combustibles. Sin embargo, el sector industrial también aporta GEI a través de los procesos industria-les y la transformación de la materia prima (categoría procesos indus-triales). 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 di-rectamente relacionadas con el consumo de combustible y se desagregan de la siguiente manera:
• El73porcientoprovienedelasplantasdeprocesamiento,principalmente de las calderas. El Balance Nacional de Ener-gía (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.
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• El27porcientoprovienedelasembarcacionespesqueras,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 apor-tan la mayor proporción son las cementeras (36 por ciento), las siderúrgicas (11 por ciento) y las ladrilleras (11 por ciento), se-guidas de otros como la industria textil (8 por ciento), papel (8 por ciento) y vidrio (7 por ciento). El resto de sectores industria-les aporta con menos del 5 por ciento cada uno.
Por otro lado, de las emisiones generadas por el proceso de trans-formación de la materia prima, el 74 por ciento proviene de la pro-ducción 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 nue-vamente 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 manufactu-reras 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 efi-ciencia 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 ma-nufacturero (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 Nacio-nal Ambiental del sector aprobado en el año 2004.
Sector energía
Las emisiones generadas por actividades de generación eléctrica e hidrocarburos aportan el 12 por ciento de las emisiones provenien-tes 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.
La generación eléctrica para el mercado, según el BNE 2007, se dis-tribuyó 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 exonera-ción 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 desincentiva-ron 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 utiliza-ción 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 zo-nas 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 concesio-nes temporales para la ejecución de estudios para el desarrollo de centrales eólicas, distribuidas principalmente en la costa del país.En
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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 aproxi-madamente 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 Alema-na (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 mo-derna del mapa hidroenergético.
1.1.3 Categoría Agricultura
Las emisiones de GEI de la agricultura (sin considerar el consumo de combustible) corresponden a emisiones de metano (CH4) y óxi-do 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 emisio-nes 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
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.
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.
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2.1 Antecedentes
A la fecha el Perú se encuentra en proceso de aplicación de su 2da. Comu-nicación 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 inven-tario 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.
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 medi-das 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 inter-nacional 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 admi-nistración pública para enfrentar el problema, y de la sociedad civil peruana para percibirlo y actuar, en consecuencia, como aliado estra-tégico.
La estrategia de mitigación considera una línea base de acción y un con-junto de políticas y medidas de reducción, los que se agruparían en pro-gramas o Medidas Nacionales Apropiadas de Mitigación (MENAMA). Es-
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2 HACIA uNA PROPuESTA DE 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 mo-nitoreo regular una versión mejorada del Sistema Nacional de Inventarios en línea, con la propuesta para la creación de dicho sistema.
Los mecanismos de verificación y registro servirían para que terceros pue-dan 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 medi-das 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 esfuer-zo 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 verifi-cados 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 cen-tral 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 nece-sario trabajar un planeamiento estratégico vinculante de mediano y largo plazo, hoy todavía inexistente. Una primera política energética es la diver-sificación de la matriz energética, ésta comprende:
1. Hidroenergía: se ha avanzado con la dación de los Decretos Legislati-vos 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 En
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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 princi-pio— 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.
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 progra-mático 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 des-conocimiento de las nuevas tecnologías.
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 re-novables 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 conse-guir hasta 20 veces más ingresos para el país que su venta o exporta-ción 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 Tac-na, 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 combina-da con otras fuentes renovables— resulta una herramienta eficaz para el acceso a la energía de muchos centros poblados aislados. No olvide-mos que hay más de cinco millones de peruanos sin energía eléctrica.
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Asimismo, en los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna, la radiación solar permite comenzar a trabajar aprovechamientos mayo-res, considerando el avance tecnológico y la reducción de costos.
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 mo-dernas 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 electro-domésticos 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 eco-nómicos en eficiencia y ahorro de energía, brindándoles capacitación técnica y líneas de crédito. Asimismo, a los sectores rurales y mar-ginales 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 optimizar-se, de la mano con la concesión eléctrica rural.
3. Se debe orientar el desarrollo de la industria con el avance de los lími-tes 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 combus-tibles 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 En
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los más de 40 000 pequeños centros poblados aislados, donde difícil-mente 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 bioclima-tizadas, uso de energías renovables en invernaderos, cobertizos y vi-viendas).
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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.
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 conse-cuencia, 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 sig-nificativos de reducción con crecimiento económico, co-beneficios y beneficios locales. En esto, la política debe enfocarse en los sectores con mayores oportuni-dades 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; in-crementar 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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3 fuTuRA MATRIz ENERGéTICA INCORPORANDO fuENTES RENOvAblES
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3.1 uso y Potencialidad de las Energías Renovables
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 natu-rales. Las energías renovables son la mejor opción para dejar de usar pe-tróleo, 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.
La energía renovable más económica en el Perú es la hidroenergía. Su po-tencial técnico es alrededor de ocho veces la potencia instalada actual que al 2008 alcanzaba los 7 158 MW, siendo sus costos de generación com-petitivos 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. Ade-más 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 ener-gía a muchos pueblos aislados donde no llega la red convencional.
La gran pregunta es: ¿a quién perjudica usar eficientemente nuestro po-tencial de renovables? Afectará a la industria tradicional del petróleo y a quienes ganan más por marginar con carbón, petróleo o diésel en la gene-ración eléctrica. Sin embargo, las renovables no dejan de ser la mejor so-En
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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 im-portamos 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.
3.1.1 Energía eólica
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 re-curso (Velásquez, 2007). Esto se debe a la fuerte influencia del antici-clón 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); Chimbo-te 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 nacio-nal, 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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Atlas Eólico Preliminar de América Latina y el Caribe: Perú y Bo-livia (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.
Mapa eólico (incluido en el Estudio Nacional de Evaluación de Aero-bombas): preparado por ITINTEC para el Banco Mundial en 1987.
Atlas Eólico Preliminar: preparado por ELECTROPERú en la dé-cada 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 Infor-me 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 Con-sorcio 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 ITIN-TEC 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.
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Estudio de vientos de Lurín y Villa en Lima, realizado por ITIN-TEC en 1984.
Estudio de vientos en Apurímac y Junín, realizado por ITINTEC en 1984.
Medición del viento en Yacila (Piura), realizada por ELECTRO-PERú 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 de la velocidad del viento en Punta Malabrigo (La Li-bertad), realizada por la PUCP en 1995 y ADINELSA entre 1996 y 2005. Se registraron velocidades promedios de viento de 8 m/s.
Medición del viento en Pacasmayo (La Libertad), realizada por KLT Consult-Alemania entre el 2002 y 2003. Se registraron velo-cidades promedios de viento de 6,9 m/s.
Medición del viento en Paita (Piura), realizada por KLT Consult-Alemania entre el 2002 y 2003. Se registraron velocidades pro-medios 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 veloci-dades promedios de viento de 7,4 m/s.
Según los mapas eólicos del Perú calculados a 50, 80 y 100 m, respectiva-mente, las zonas con mayor potencial para generación eólica de gran capa-cidad 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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en un rango de 6,0 a 6,5 kWh/m2. Otras zonas con alta disponibili-dad 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.
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) determi-nan que muchas veces la energía solar fotovoltaica sea la opción más conveniente en la selva, a pesar de la menor disponibilidad.
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 fotovol-taica (CER UNI, 2005b). Por otra parte, una característica muy impor-tante 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 impor-tantes 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. Vás-quez, 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 pro-yecto 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 Inge-nieria (UNI), la Universidad Nacional Agraria La Molina (UNALM), el Instituto de Investigación Tecnológica Industrial y de Normas Téc-nicas (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 bioener-gía, que se obtiene a partir de residuos agrícolas, agroindustriales, forestales y urbanos. Su aprovechamiento como energía final se da En
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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.
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 poten-cial y que incluso los existentes no evalúan la real disponibilidad del recurso bajo criterios de sostenibilidad; es decir, cuidar de la seguri-dad 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 Nacio-nes 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:
• 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 uti-lizarse en sistemas aislados donde no hay otros recursos renovables. Existen tres grandes regiones donde la biomasa presenta un intere-
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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 fo-restales). 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 contri-buido 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 carac-terizada 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 occiden-tal de los Andes y en el altiplano sur. Según OLADE, el Perú ten-dría 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 regio-nes 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).
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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 Tac-na y Moquegua); Calacoa (en Moquegua); Laguna Salinas–Chi-vay (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).
Entre los principales estudios y evaluaciones realizadas se tienen (Aguinaga, 2006):
En 1975, Minero Perú: Exploración preliminar de manifestacio-nes 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 (INGEM-MET): 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, Cha-chani y Chivay).
En 1980, Geothermal Energy System Ltd.: Estudios de reconoci-miento geotérmico en las zonas de Calacoa, Tutupaca y Salinas (Moquegua).
Entre 1983 y 1985, INGEMMET y British Geological Survey: In-ventario 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 estu-dio de prefactibilidad en La Grama (Cajamarca).
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En 1986, ELECTROPERú con asistencia técnica de IAEA y ONU: investigaciones geoquímicas en la Región V (Tacna y Moquegua).
En 1997, CENERGIA, con apoyo del IIE de México: evaluación de información y estudios disponibles (realizados por INGEM-MET, ELECTROPERú, Proyecto Especial Tacna, IPEN y la Coope-ración Internacional).
Sobre la base de los estudios anteriores realizados en unos 100 mil km2, el SNL (Battocletti, 1999) estimaría que el potencial geotér-mico 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 progra-ma 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 po-tencial hidroeléctrico nacional (GTZ & LIS, 1979). Fueron evalua-dos 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 prome-dio 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 hidroeléc-trica, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorga el derecho de concesión. Conforme al Decreto Ley N.º 25844, Ley de Concesio-nes 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 exclusi-vidad, pero la concesión definitiva sí es exclusiva.
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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 hi-droeléctricos 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).
Proyectos sin concesión: En base del estudio denominado "Evalua-ción 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 identi-ficados en dicho estudio, como por ejemplo: Molloco (310 MW), Marañón (96 MW), Olmos (240 MW). En la década de 1980, finan-ciados 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.
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 impor-tantes 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 hidroeléc-tricos —comparados con tecnologías de centrales térmicas a gas natural— son las siguientes:
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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 in-versión (etapa de construcción), en comparación con otras tecnolo-gías. 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 instala-do, que incluso se facilita bajo la modalidad de leasing.
b. Periodos de construcción
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 cons-trucción de un año o año y medio, aproximadamente. Estos pla-zos 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 ase-gure 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 centra-les 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 po-dían contratar la venta de su energía a los distribuidores para el mercado regulado, han sido fijadas considerando el precio pro-mocional del gas natural de Camisea. De este modo, se deter-
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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 prove-niente de Camisea es el que corresponde ser pagado al produc-tor. 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 im-puesto al consumo de dicho combustible, cuyos fondos debe-rían ser destinados a financiar estudios —hasta la etapa de fac-tibilidad— 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 me-jor aprovechamiento del alto potencial hidroeléctrico con que cuenta el país, sobre todo aquellos proyectos cuyo impacto am-biental es mitigable.
e. Marco normativo promotor
En julio del 2006 se dio la Ley N.° 28832, para asegurar el de-sarrollo 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 co-rrespondiente a la oferta de cada generador.
Contratos con distribuidores para su mercado regulado. El precio corresponde a la tarifa en barra que fija OSINERG-MIN.
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 licita-ciones 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 determina-ción 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 distribuido-res 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 convo-catoria de la licitación. Ambos precios tienen carácter de firmes durante el periodo contractual (hasta por 20 años) y se actuali-zan durante la vigencia del contrato, para lo cual se aplican las correspondientes fórmulas de actualización establecidas en las bases de la licitación.En
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La mencionada Ley N.º 28832 instituye que en las licitaciones se debe aplicar un factor de descuento a las ofertas económicas respal-dadas 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:
Cuadro 1Tipos de licitaciones de suministro de electricidad (ley N.° 28832)
Marco legal Anticipación Periodo Demanda*
Marco general3 años** Largo (hasta 20 años) Hasta 100%3 años Mediano (hasta 5 años) Hasta 25%Menor a 3 años Mediano / Largo Hasta 10%
4.ª DCT (hasta jul. 2009) 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 de-manda 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 tri-butarios a la inversión en renovables, éstas son:
i. Ley N.º 28876: Dispone que la generación de energía eléc-trica con recursos hidráulicos y otros renovables pueden aco-gerse al régimen de recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV).
ii. Decreto Ley N.º 1058: Dispone el beneficio de la deprecia-ción 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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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 efi-ciente de la demanda. Entre estas medidas tenemos:
i. Rol planificador del Estado, que prevea en el largo plazo el nivel de participación de cada tecnología en la oferta de ge-neración, 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 lar-go 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 creci-miento descentralizado. Asimismo, debe diferenciar las tecno-logías y decidir cuál va a ser priorizada, para lo cual los distri-buidores 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 macro-regiones: 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 co-rrecto 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 pre-factibilidad, 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 Esta-do 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 gene-radores ya no sería una barrera. Sin embargo, a pesar de no En
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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.
El problema latente que enfrentamos hoy es el resultado poco sa-tisfactorio 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 pri-vadas y se redujo el concurso de 1500 MW (requeridos por el ex Ministro Juan Valdivia) a 500 MW, por decisión del Ministro Sán-chez. 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.
Una muy buena señal es la reciente primera subasta de energías al-ternativas 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 Le-gislativo N.º 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Genera-ción de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, y su regla-mento 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. Di-cho 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 par-ticipantes en el sitio web de OSINERGMIN, quién efectúo la corres-pondiente 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 pú-blico 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 bio-masa y 6 solares.
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Finalmente, los proyectos adjudicados fueron 26 y los precios máximos de adjudicación los fijó OSINERGMIN. Para la tecno-logía 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 pre-cios adjudicados (ofertados por los postores) fue como sigue:
Tecnologías 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 hidroeléc-tricos, 142 MW eólicos, 27,4 MW biomasa y 80 MW solares; lo que hace un total de 411,7 MW adjudicados. Las correspon-dientes energías adjudicadas son de 999,3 GWh/año a las hi-droeléctricas, y 887,3 GWh/año a las otras energías renovables no convencionales (eólica/biomasa/solar). En síntesis, se ha ad-judicado 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 esta-blecido en las bases, el 31 de marzo del 2010 se firmará con los postores adjudicatarios los correspondientes contratos de sumi-nistro 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 re-servas limitadas— al transporte, viviendas, industria, y usar la tecnología del ciclo combinado en generación eléctrica; es de-cir, 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-
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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 ade-lante 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 licita-ciones de largo plazo, hasta 20 años) en las subastas especiales para hidroeléctricas y en la licitación de otras energías renova-bles en curso. Si participan masivamente en las llamadas lici-taciones 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 eléc-trica 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 pen-sar 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 necesitára-mos 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 por-tafolio de nuevos proyectos, como lo ordena la cuarta dispo-sición complementaria final de la Ley N.° 28832, que no se cumple.
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h. Retos socioambientales
Los proyectos hidroeléctricos que tienen mayor impacto so-cioambiental son los de grandes represamientos de agua, pues es la inundación de grandes áreas la que ocasiona los princi-pales 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 socioambienta-les son retos que se tienen que asumir plenamente, y ponderar que se realicen los mayores esfuerzos para aprovechar el poten-cial hidroeléctrico del Perú, reduciendo al mínimo el impacto ambiental y social que podría ocasionar la construcción de las megacentrales hidroeléctricas. No deben generarse daños ma-yores que los beneficios que se obtienen dentro de una econo-mía 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 po-tencial hidroeléctrico peruano; en consecuencia, en cada pro-yecto hidroeléctrico se debe hacer un estudio de impacto am-biental integral. En cada caso, si el resultado es favorable, debe valorizarse el impacto socioambiental e incluirlo en las ecuacio-nes de costo de las obras para realizar acciones compensatorias que minimicen el impacto.
Los gobiernos del Perú y del Brasil están negociando la interco-nexión eléctrica entre ambos países para concretar la exportación de electricidad a base de hidroeléctricas. A través de este docu-mento 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 ener-gía. 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 mer-cado peruano sea competitivo, la construcción y operación de En
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los proyectos hidroeléctricos deber ser resultado de un proceso de licitación internacional. Las licitaciones deben ser para con-cesiones 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. Enton-ces, 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 perjui-cios. Como señala el biólogo Ernesto Ráez, de la Universidad Peruana Cayetano Heredia:
“Así, para responder a una demanda determinada de energía hi-droeléctrica, la disyuntiva técnico-económica no es obligatoria-mente entre sí represas o no represas, sino que puede traducir-se, 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 re-cursos hídricos permitiría controlar los procesos contaminantes y erosivos río arriba, prolongando la vida útil de la hidroeléctri-ca, 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 dis-minuida o por la erosión de orillas y ecosistemas ribereños. Eso conduciría a gestionar la propia hidroeléctrica con mayor acier-to 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 incre-mento 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 pue-de 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.”
3.2 limitaciones en la capacidad del sistema de transmisión y distribución
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 futu-ra, 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 ge-neración.
Siendo el sistema de transmisión la vía para transportar la energía produ-cida 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 ener-gía hacia los usuarios finales, debe evaluar siempre su expansión econó-micamente, 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 prio-ritariamente 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 poblado-res 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 presta-ción 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 fal-ta de inversión en reforzamiento de la transmisión y el crecimiento centralizado de la oferta de generación, conjugaron para que impor-tantes líneas del sistema de transmisión se congestionen (llegasen En
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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 abas-tecimiento eficiente y seguro de la demanda.
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 transmi-sión y se reduzcan los riesgos de congestión para tener una mayor seguridad en el abastecimiento.
Con la Ley N.º 28832 (julio, 2006), la inversión en la expansión y reforzamiento del sistema de transmisión responde a una planifica-ción 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 trans-misión 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 man-tenimiento de los proyectos contenidos en el plan de transmisión. En el siguiente cuadro se presentan los proyectos del PTT.
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Cuadro 2 Proyectos del plan transitorio de transmisión
Ítem Puesta en operación
Línea de transmisión
Estado de licitación Concesionario Tensión
(kV)Longitud
(km)Inversión
estimada (MUS$)
1
2011
LT Chilca-Planicie-Zapallal Licitado ISA 500 94 52
23
4LT Carhuamayo-Pa-ragsha-Conococha-
Huallanca-CajamarcaLicitado ABENGOA 220 697 106
5
6 LT Independencia-Ica (2.º circuito) (*) Licitado ISA 220 55 13
78
2012
LT Mantaro-Carvelí-Montalvo Licitado ISONOR 500 761 146
LT Machupicchu-Cotaruse (2terna) Licitado ISONOR 220 204 35
LT Piura-Talara (2.º circuito) Licitado ISA 220 104 23
LT Pomacocha-Carhuamayo Licitado ISA 220 111 18
LT Zapallal-Chimbo-te-Trujillo Licitado ISA 500 515 200
9
2013
10 LT Chilca-Marcona-Montalvo Licitado ABENGOA 500 580 218
11 LT Zorritos-Talara (2.º circuito) Por licitar 220 137 29
12 LT Onocora-Tintaya Por licitar 220 75 16LT Machupicchu-
Abancay-Cotaruse Licitado ISA 220 204 62,5
LT Tintaya-Socabaya LicitadoTransmisora
Eléctrica del Sur
220 228 49
(*) 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 departamen-to de mayor cobertura eléctrica con el 94,5 por ciento, y Cajamarca En
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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 ur-banas.
En las zonas rurales se tiene que evaluar la conveniencia econó-mica 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 distan-cias y menor densidad poblacional de las zonas rurales por electrifi-car. 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.
Para las zonas de concesión, la ley de concesiones eléctricas esta-blece 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 con-vierte en una barrera para acceder al servicio eléctrico. Actualmen-te, 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 urbaniza-ciones; al contrario, los faculta para exigir a los usuarios que requie-ran 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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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 pernicio-sas, por lo que hay que producir cada vez más energía de manera sostenible.
La siempre creciente demanda de energía; lo finito de los combustibles fó-siles 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 pernicio-sos; 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.
Esos dos temas han sido y son suficientes motivaciones para el impulso de las energías renovables en los países desarrollados. Sin embargo, por las ca-racterísticas de los recursos energéticos renovables, entre ellas la de ser lo-cales, 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 relevan-cia, tanto es así que en la Comunidad Europea los planes de desarrollo de energías renovables están motivados y reforzados al considerar —adicional-mente— las oportunidades de creación de pequeñas y medianas empresas, en torno al desarrollo de las energías renovables y su alto potencial de gene-ración de empleo.
CAPíTulO
4 PyMES. GENERACIÓN DE EMPlEO CON ENERGíAS RENOvAblES y REflExIONES
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 agri-cultura 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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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 im-plica 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 ge-neración de riqueza conlleva a una creación neta de unos 410 000 empleos adicionales.
En los EE.UU., en diciembre de 2009, el presidente Obama anunció la pro-puesta para acelerar la generación de empleo basada en tres aspectos claves, siendo uno de ellos las inversiones en la eficiencia energética y energía reno-vable. 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 Mi-nisterio 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 capaci-dad 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. Asi-mismo, 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.En
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u Una tercera razón de fuerza se suma a las motivaciones para impulsar firme-mente 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.
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CAPíTulO
5 ElEMENTOS DE uN PlAN ESTRATéGICO
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 indiso-ciables 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.
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 inves-tigación 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 siste-ma 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 co-merciales a corto plazo. Por ello es necesario y está justificado un Estado regulador y promotor en apoyo de la innovación energética y la sostenibili-dad. Por ello se promovió y aprobó el Decreto Legislativo N.° 1002, Ley de Promoción de las Energías Renovables Alternativas.
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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 comercia-lizar 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 emi-sión. Debemos actuar con determinación en la aplicación de una política en-caminada a diversificar nuestra matriz y a desarrollar tecnologías menos conta-minantes. 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 pú-blicos e instrumentos de mercado y gestionar la demanda. Para impulsar este proceso ya se han adoptado algunas políticas parciales, particularmente la masi-ficación del gas natural, con 100 000 vehículos convertidos a gas natural, algu-nas 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 emi-sión 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.EnE
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cado. Por consiguiente, se requiere un enfoque proactivo de apoyo encaminado a crear oportunidades, estimular el desarrollo del mercado y superar los obstácu-los 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 2021: i) Lograr que los bio-combustibles de primera y segunda generación representen alternativas com-petitivas a los combustibles fósiles, manteniendo al mismo tiempo la sos-tenibilidad 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 con-centrada; 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.
Principales retos tecnológicos que se deberán superar durante los próximos diez años a fin de alcanzar los objetivos para el 2040: i) lograr la competitivi-dad 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 signifi-cativo 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 con-texto de esfuerzo conjunto.
La acción del sector privado y el público para formar parte activa de la re-volución industrial, que implicará la transición hacia un crecimiento mun-dial 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 in-versión, 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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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.
Se debe aumentar la inversión y proporcionar señales claras al mercado para reducir los riesgos, y alentar a la industria a desarrollar tecnologías más sos-tenibles. Un ejemplo es diseñar regímenes de incentivos inteligentes que esti-mulen la innovación y creen cadenas de valor, en lugar de tolerar o propiciar oligopolios o subvención pública a fuentes contaminantes. Se pueden em-plear los incentivos fiscales ya creados, como el Índice de Nocividad en los Combustibles y el ISC.
También se debe facilitar la planificación estratégica del sistema energético para garantizar un enfoque que perdure en el tiempo, con políticas de Es-tado de largo plazo, que visualicen y trabajen la transición hacia el sistema energético del futuro. Es necesaria, además, una mejor recopilación e inter-cambio 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. Nece-sitamos una nueva estructura de gobernanza y gobernabilidad que descanse en la sociedad civil. Se propone emprender las siguientes nuevas políticas prioritarias:
• Subastas especiales parahidroeléctricas quepostulan almecanismodedesarrollo limpio, subastas para uso mayor de la energía eólica, subastas para la energía a partir de biomasa. Subastas para la energía geotérmica.
• Planeamientodeldesarrollofuturodeunsistemaeléctricointeligenteparala red de transporte de electricidad.
• Planeamientoparaelusodelaenergíanucleardefisiónsostenible.
Para alcanzar un sistema energético interconectado con países vecinos y, lue-go 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 comunica-ción, agricultura, competencia, comercio, entre otros Habrá que adoptar un enfoque multidisciplinario para abordar cuestiones que están cada vez más En
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interconectadas. Para planificar y desarrollar infraestructuras y políticas futu-ras 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.
Es esencial estar conectados a las redes científicas mundiales. Deberán abor-darse dos retos: movilizar recursos financieros para la investigación y lograr que las actividades de educación y formación proporcionen recursos huma-nos en la cantidad y calidad requeridas para aprovechar plenamente las opor-tunidades tecnológicas que ofrecerá la nueva política energética.
Estudios recientes (tales como el Informe Stern, los informes del Grupo Inter-gubernamental sobre el cambio climático y los realizados por la Agencia In-ternacional 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 capa-ces de abordar los nuevos retos que plantea el sector energético, se debe promo-ver 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 huma-nos y maximizar las sinergias entre el Estado, los sectores académicos y el sector empresarial, con miras a la cofinanciación de programas conjuntos.
• Elpotencialdisponibleyelusode la tecnologíaenergéticaconstituyenpilares 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.
• Debemosdarlecaráctervinculanteanuestrosobjetivosenmateriadepo-lítica energética; esto asegurará continuidad, esfuerzos de investigación e innovación y una política energética de Estado.
• Serequiereunamejorutilizaciónde los recursosparaacelerareldesa-rrollo y la implantación de las energías renovables, como tecnologías del futuro con bajo nivel de emisión de carbono.
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bIblIOGRAfíA
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2. Banco Mundial. (2007, Mayo). Análisis ambiental del Perú: Retos para un desarro-llo sostenible. Resumen Ejecutivo.
3. Battocletti, L. (1999). Geothermal resources in Latin America & the Caribbean.Livermore: SNL, Sandia’s California Laboratory.
4. Calvo, E. (2008). Inventario integrado de emisiones de gases de efecto invernade-ro del Perú en el año 2000. Informe preparado para el Ministerio del Ambiente en el marco del proyecto Segunda Comunicación Nacional del Perú a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático
5. Centro de Conservación de Energía y del Ambiente - CENERGIA (2004). Diagnós-tico de la situación actual del uso de la energía solar y eólica en el Perú. Lima, Perú: MEM.
6. Centro de Energías Renovables y Uso Racional de la Energía de la Universidad Nacional de Ingeniería - CER-UNI. (2005a). Estudio sobre la situación actual de las energías renovables del país y su perspectiva de desarrollo en el mercado energético nacional. Informe final. Lima, Perú: FONAM.
7. Centro de Energías Renovables y Uso Racional de la Energía de la Universidad Nacional de Ingeniería - CER-UNI. (2005b). Diagnóstico de las instalaciones foto-voltaicas y elaboración de la propuesta normativa. Lima, Perú: OSINERG.
8. Comisión Europea. (2009, abril). The impact of renewable energy policy on eco-nomic growth and employment. Informe.
9. Coviello, M. (2006). CEPAL y la geotermia en el Perú. Santiago de Chile, Chile: CEPAL- División de Recursos Naturales e Infraestructura.
10. Gamio, P. (2008, 25-28 octubre). Cambio de matriz energética y políticas públi-cas para las energías renovables y los biocombustibles“. Presentación del Vicemi-nistro de Energía en el II Congreso Nacional de Energías Renovables y Biocom-bustibles.
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11. Gamio, P. (2008, 13-17 mayo). Apuntes sobre política energética. Presentación realizada en la Cumbre América Latina y Europa, ALCUE.
12. Green Energy. (2005). Estudio para la promoción de la generación eléctrica con fuentes de energía renovable. Lima, Perú: MEM-Dirección General de Electricidad.
13. Horn, M. (2007, 17-19 de mayo). Potencial de energía solar térmica y fotovoltaica en el Perú. Presentación en el I Congreso sobre biocombustibles y energías reno-vables. Lima: Universidad Nacional Agraria La Molina.
14. Mayorga, E. (2007, 17-19 de mayo). Potencial del viento y la aerogeneración en el Perú. Presentación en el I Congreso sobre biocombustibles y energías renovables. Lima: Universidad Nacional Agraria La Molina.
15. Ministerio de Energía y Minas - MEM. (1979). Evaluación del potencial hidroeléc-trico nacional. Perú: República Federal de Alemania / Sociedad Alemana de Coo-peración Técnica, GTZ / Consorcio Lahmeyer-Salzgitter, LIS.
16. Ministerio de Energía y Minas - MEM. (2008). Balance nacional de energía 2007. Lima, Perú: MEM-Oficina de Planeamiento, Inversiones y Cooperación Interna-cional.
17. Ministerio de Energía y Minas - MEM. (2008). Atlas eólico del Perú. Lima, Perú: MEM.
18. Ministerio de Energía y Minas - MEM. (2009). Propuesta de estrategia para mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero en los sectores energía, industria y transporte 2008-2050. Informe final. Lima, Perú: MEM.
19. Ministerio del Ambiente - MINAM. (2009). Sembremos para el futuro. Peruanos trabajando juntos por el ambiente. Lima, Perú: MINAM.
20. Ministerio de la Producción-PRODUCE. (2007). Censo Nacional de Estableci-mientos Manufactureros 2007“. Viceministerio del Mype e Industria, Obtenido en junio 2009.
21. Organización Internacional del Trabajo - OIT. (2008). Información sobre los em-pleos verdes y la iniciativa empleos verdes. [En línea] http://www.ilo.org/integra-tion/greenjobs/index.htm
22. Olazábal, J. (2007, 17-19 de mayo). Potencial hidroeléctrico nacional. Presenta-ción en el I Congreso sobre Biocombustibles y Energías Renovables. Lima: Uni-versidad Nacional Agraria La Molina.
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23. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN. (2009). Resultados del control de azufre y plomo en plantas y refinerías - Período 2008-II. Recuperado en junio del 2009. [En línea] http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFH/Calidad/RESULTADOSDECALIDADENPLANTASYREFINERIAS(2008-II).pdf
24. Ráez Luna, E. (2009, 25-26 de agosto). Desarrollo hidroeléctrico sostenible en la Amazonía y el caso de la cuenca del río Madeira (Bolivia, Brasil, Perú). Exposi-ción en simposio de la UPCH. Lima.
25. Secretaría General de la Comunidad Andina. (2008). El cambio climático no tiene fronteras: Impacto del cambio climático en la Comunidad Andina.
26. Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología - SENAMHI. (2003). Atlas de Energía Solar del Perú.
27. Velásquez, J. (2007). Mapa eólico preliminar del Perú. Lima, Perú: ADINELSA.
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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 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.
En ambos casos, se necesitan establecer cuáles son los impactos bajo diversos escena-rios 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 desta-car 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 in-cremento 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 biodié-sel) 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 fo-tovoltaica, energía de biomasa, micro centrales hidroeléctricas y la energía eólica.
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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 conside-ración 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.
En ambos casos, se ha tomado como hipótesis que la prioridad es abastecer el mer-cado 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 desti-nar a la exportación.
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 evalua-ción 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 en-cargados 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 escena-rios 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 reno-vable 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 biocombusti-bles 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 eva-luado.
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 electri-cidad a partir de energías renovables no convencionales (FERNC), determinan: Inver-sión 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.En
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Para el caso del modelo de abastecimiento de los biocombustibles líquidos, el alcance del documento es partir por incorporar los resultados de diversas publicaciones reali-zadas 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 tra-bajos en el mismo estudio se incorpora el análisis de ingresos y egresos a los diferentes agentes de la cadena de combustibles.
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 bio-combustibles. 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.
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.
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 re-sultados del modelo.
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1.1 Análisis Histórico del Sector Energía en el Perú
El Perú, en las últimas décadas, en relación a la oferta interna de energía la cual refleja el abastecimiento de los centros de transformación (refi-nerías, 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 mar-cada 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 penetra-ción del gas natural en la generación de electricidad a sólo un 14 por ciento en el 2008.
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 de-pendencia del petróleo crudo. Como efecto del crecimiento económico sostenido de los últimos años, también es notoria la menor participa-ción de la biomasa (especialmente de la leña). Por lo manifestado, la hidroenergía tiene ahora una menor participación, lo que va en desme-dro del gran potencial que existe (alrededor de 58 000 MW en potencia instalada).
1 Esta demanda de energía es la que incluye al abastecimiento interno de la demanda de uso final a partir de bio-masa (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.
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1 POlíTICA ENERGéTICA y lAS ENERGíAS RENOvAblES
Gráfico 1.1Oferta Interna de Energía-Perú (1970-2008)
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 trans-formación y cómo ha ido evolucionando la estructura de abasteci-miento de energía, obsérvese los siguientes gráficos:
Gráfico 1.2Estructura del abastecimiento de petróleo crudo en refinerías locales Perú (1970-2008)
Fuente: Balances Nacionales de Energía – Ministerio de Energía y Minas.
19701972197419761978198019821984198619881990199219941996199820002002200420062008
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Estructura del Abastecimiento de Petróleo Crudo enRefinerías Locales - Perú (1970 - 2008)
Crudo local
Crudo Importado
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Oferta Interna de Energía - Perú (1970 - 2008)
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Biomasa
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Gráfico 1.3Matriz de generación de electricidad Perú (1970-2008)
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 parti-cipación 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 ren-table 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 (in-cluyen las centrales de generación hidroeléctricas y térmicas de las empresas autoproductoras y las conectadas al Sistema Eléctri-co Interconectado Nacional [SEIN]) también han migrado de una estructura altamente dependiente del petróleo diésel, cerca al 34
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Matriz de Generación de Electricidad Perú (1970
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Gas de re�nería
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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 construc-ción y puesta en operación de las centrales: Santiago Antúnez de Mayolo, 1.ª y 2.ª etapa de 798 MW (1973 y 1979 respectivamen-te); 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 hi-droeléctrica 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 par-tir de la producción local, lo cual origina un incremento en las impor-taciones 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, mien-tras 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 gaso-lina que sólo mantuvo un 8 por ciento. Esto se explica en las políticas En
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tributarias que se han aplicado en el sector transporte, pues favore-cen 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.
Gráfico 1.4Matriz de consumo de energía para uso final del Perú
(1970-2008)
Fuente: Balances Nacionales de Energía – Ministerio de Energía y Minas.
Asimismo, el incremento en la industrialización del país y los pro-yectos 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 secto-res 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
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Carbón mineral
Leña
Bosta y Yareta
Bagazo
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Carbón vegetal
GLP
Gasolina motor
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Petróleo residual
Otros
Gas natural seco
Electricidad
Matriz de Consumo de Energía para Uso Final del Perú (1970 - 2008)
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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 residen-cial, 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
1.2.1 Situación actual
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 alimen-tos y calentamiento de agua; esto en los sectores residen-ciales, 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 utiliza-do 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 parti-cipación del bagazo en la matriz de generación de electri-cidad, y en el gráfico 1.4 su participación en el consumo final de energía (asociada al sector agroindustrial).En
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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 inverna-deros, 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 secado-res “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
La hidroenergía ha sido la principal fuente de energía re-novable para la generación de electricidad, tanto en el sis-tema interconectado como en sistemas aislados (especial-mente 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.
Sin embargo, cabe hacer la salvedad y diferenciar la genera-ción en centrales hidroeléctricas de mediana capacidad para arriba (potencias mayores de 20 MW) y en las pequeñas cen-trales (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 Coo-peración Técnica Alemana (GTZ). Este estudio determinó un potencial técnico total de 61 832 MW. Asimismo, se esti-mó 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 actualizan-do 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 go-bierno 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 ener-gía anual comprometida de 1 016,63 GWh anuales.
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Cuadro 1.1Potencial hidroeléctrico nacional teórico y técnico por regiones
Región Potencia teórica, MW Potencia técnica, MWAmazonas 14 114 4 234Ancash 5 555 1 667Apurímac 1 347 404Arequipa 8 362 2 509Ayacucho – –Cajamarca 3 807 1 142Cusco 24 501 7 350Huancavelica – –Huánuco – –Ica 2 552 766Junín 16 054 4 816La Libertad 1 649 495Lambayeque 886 266Lima 7 444 2 233Loreto 54 936 16 481Madre de Dios 9 445 2 834Moquegua 1 508 452Pasco – –Piura 931 279Puno 573 172San Martín 37 278 11 183Tacna 398 119Tumbes 295 89Ucayali 14 472 4 342Total 206 107 61 832
Fuente: PRE 2009-2021, MEM. Elaboración propia.
La energía eólica tiene principalmente aplicaciones a pe-queña escala en sistemas aislados y proyectos demostrati-vos (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 Direc-ción 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
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aplicado a sistemas comunales (sistemas de bombeo, pos-tas 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 Mala-brigo). 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 com-prometida de 571 GWh, a partir del 2012.
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 domicilia-rios 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 im-plementación 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 Co-cha 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.
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 sani-tarios). La potencia total es de 27,5 MW y la energía anual comprometida de 143,3 GWh.
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Cuadro 1.2Potencia instalada en ingenios azucareros por central, MW
Empresa Nombre de la centralPotencia instalada
MWTipo Región
Compañía Peruana del Azúcar S.A. CT Compañía Peruana del Azúcar 3,0 Interconectado ÁncashComplejo Agroindustrial Cartavio S.A. CT ASCOPE 9,8 Aislado La LibertadEmpresa Agroindustrial Cayaltí CT Turbinas-Planta Fuerza 7,2 Interconectado LambayequeEmpresa Agroindustrial Pomalca CT Pomalca 12,5 Interconectado LambayequeEmpresa Agroindustrial Pucalá S.A. CT Casa Fuerza-Fábrica 8,5 Interconectado LambayequeEmpresa Agroindustrial Tumán S.A. CT Tumán 8,4 Aislado LambayequeEmpresa Agroindustrial Laredo CT Laredo 5,0 Interconectado La LibertadEmpresa Agroindustrial Casa Grande S.A. CT Casa Grande 24,6 Aislado La LibertadTotal 79,0
Fuente: Dirección General de Electricidad MEM.
Los cuadros 1.2 y 1.3 permiten diferenciar la potencia ins-talada por región a partir de las energías renovables con-vencionales y no convencionales, tanto en el SEIN como en los sistemas aislados.
Cuadro 1.3Potencia instalada de generación de electricidad con recursos energéticos
renovables (RER) en el sistema interconectado, kW
Región PCH Eólico Biomasa Biogás Solar Geotérmica TotalAmazonas - - - - - - -Ancash - - 3 000,0 - - - 3 000,0Apurímac 7 510,0 - - - - - 7 510,0Arequipa - - - - - - -Ayacucho - - - - - - -Cajamarca 3 810,0 - - - - - 3 810,0Cusco - - - - - - -Huancavelica 4 490,0 - - - - - 4 490,0Huánuco - - - - - - -Ica - 450,0 - 200,0 - - 650,0Junín 12 700 - - - - - 12 700,0La Libertad 7 680,0 250,0 5 000,0 - - - 12 930,0Lambayeque - - 28 190,0 - - - 28 190,0Lima - - - - - - -
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Región PCH Eólico Biomasa Biogás Solar Geotérmica TotalLoreto - - - - - - -Madre de Dios - - - - - - -Moquegua - - - - - - -Pasco 11 010,0 - - - - - 11 010,0Piura 31 180,0 - - - - - 31 180,0Puno 2 400,0 - - - - - 2 400,0San Martín - - - - - - -Tacna - - - - - - -Tumbes - - - - - - -Ucayali - - - - - - -Total 80 780 700,0 36 190,0 200,0 - - 117 870,0
Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.
Gráfico 1.5Participación de las tecnologías RER en el sistema interconectado
Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.
La principal fuente son las pequeñas centrales hidroeléctri-cas (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 ins-talados. 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.
Participación de las Tecnologías RER Conectadas al Sistema Interconectado
PCH 68,5%
Eólico 0,6%
Biomasa 30,7%
Biogas 0,2%
Total: 117,9 MW
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Cuadro 1.4Resumen de potencia instalada de unidades de generación eléctrica a partir
de RER en sistemas aislados, kWRegión PCH Eólico Biomasa Biogás Solar Geotérmica Total
Amazonas 23 720,0 - - - 189,8 - 23 909,8Ancash 6 520,0 - - - 279,4 - 6 799,4Apurímac - - - - 105,2 - 105,2Arequipa - - - - 247,1 - 247,1Ayacucho - 1,0 - - 136,4 - 137,4Cajamarca 16 850,0 10,1 - - 495,1 - 17 355,2Cusco 3 300,0 1,0 - - 580,0 - 3 881,0Huancavelica - - - - 105,5 - 105,5Huánuco - - - - 205,1 - 205,1Ica - 5,0 - - 40,0 - 45,0Junín 12 100,0 2,0 - - 173,8 - 12 275,8La Libertad 4 730,0 - 34 400,0 - 131,6 - 39 261,6Lambayeque - 8,7 8 400,0 - 126,2 - 8 534,9Lima 29 280,0 2,0 - - 196,6 - 29 478,6Loreto - - - - 382,7 - 382,7Madre de Dios - - - - 25,2 - 25,2Moquegua 9 000,0 1,2 - - 30,3 - 9 031,5Pasco 22 850,0 - - - 132,3 - 22 982,3Piura 500,0 1,5 - - 312,2 - 813,7Puno - - - - 265,1 - 265,1San Martín - - - - 228,5 - 228,5Tacna - - - - 43,4 - 43,4Tumbes - - - - 27,2 - 27,2Ucayali 870,0 - - - 269,9 - 1 139,9Total 129 720,0 32,5 42 800,0 - 4728,5 - 177 281,0
Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración: Propia.
Gráfico 1.6Participación de las tecnologías RER en la capacidad instalada en sistemas aislados
Fuente: Diversos estudios del MEM. Elaboración Propia.
Total:177,28 MW
Solar3%
Biomasa24%
PCH73%
Participación de las Tecnologías RER en laCapacidad Instalada en Sistemas Aislados
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Respecto a los sistemas aislados, la potencia instalada de ge-neración de electricidad con RER asciende a 177,28 MW, siendo La Libertad la región que tiene mayor potencia insta-lada con 39,2 MW, de los cuales 34,4 MW corresponden a generación de electricidad en base a biomasa. El segundo lu-gar se ubica en la región Lima con 29,48 MW, siendo el tipo de tecnología más usada la PCH. La tercera región con ma-yor 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.
Tomando en consideración el tipo de tecnología, la mayor potencia está dada por las PCH, con una potencia instala-da 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 ex-clusivamente 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 siste-mas aislados, por lo cual su participación es nula.
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 em-pleo 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 cos-ta norte del país para los siguientes años. Respecto del bio-diésel, parte de él se obtiene importándolo de Estados Uni-dos, 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.
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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 algu-nas regiones para extenderlo a todo el país. Sin embargo, cabe resaltar que existen otros biocombustibles líquidos que se emplean marginalmente en algunas zonas (espe-cialmente 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.
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 1.5Potencial de generación de electricidad con RER en el sistema
interconectado, MW
Región Hídrico Eólico Biomasa Biogás Solar Geotérmica TotalAmazonas 4 234,2 6,0 5,4 1,6 - - 4 247,2Ancash 1 666,5 138,0 8,2 2,5 - - 1 815,2Apurímac 404,1 - 0,9 2,6 - - 407,6Arequipa 2 508,6 1 158,0 6,4 4,9 - - 3 677,9Ayacucho - - 0,1 3,2 - - 3,3Cajamarca 1 142,1 3 450 5,9 4,7 - - 4 602,6Cusco 7 350,3 - 3,0 4,0 - - 7 357,3Huancavelica - - 2,3 1,6 - - 3,9Huánuco - - 1,9 2,6 - - 4,5Ica 765,6 9 144,0 1,6 0,4 - - 9 911,6Junín 4 816,2 - 0,1 2,0 - - 4 818,3La Libertad 494,7 282,0 47,3 3,1 - - 827,1Lambayeque 265,8 564 23,8 0,9 - - 854,5Lima 2 233,2 156,0 19,2 5,5 - - 2 413,8Loreto 16 480,8 - 15,7 0,4 - - 16 496,9Madre de Dios 2 833,5 - 4,7 0,4 - - 2 838,6
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Región Hídrico Eólico Biomasa Biogás Solar Geotérmica TotalMoquegua 452,4 - - 0,2 - - 452,6Pasco - - 1,7 1,0 - - 2,7Piura 279,3 7 554,0 6,7 2,4 - - 7 842,5Puno 171,9 - 0,1 4,9 - - 176,9San Martín 11 183,4 - 11,3 1,4 - - 11 196,1Tacna 119,4 - 0,1 0,3 - 200,0 319,8Tumbes 88,5 - 1,9 0,1 - - 90,5Ucayali 4 341,6 - 8,9 0,6 - - 4 351,0Total 61 832,1 22 452,0 177,2 51,3 - 200,0 84 712,5
Fuente: Estudios diversos del MEM. Elaboración Propia.
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 consi-derado unidades convencionales. Pero no se descarta la existencia de po-tencial para la instalación de PCH, por lo cual se deben realizar estudios específicos para los diferentes proyectos.
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 deta-lle, 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 deta-llados 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 estable-cido 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.
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Cuadro 1.6Resultados de 1.ª subasta de proyectos de generación con fERNC
(A) ERNC (sin incluir las hidroeléctricas menores a 20 MW)
Tecnología Postor Proyecto Precio ofertado (US$/MWh)
Potencia a instalar (MW)
Factor de planta
Energia ofertada durante el año (GWh)
Biomasa Petramas S.A.C. Huaycoloro 110,00 4,40 73,00 28,30
Biomasa Agroindustrial Paramonga S.A.C.
Central Cogeneración 52,00 23,00 57,00 115,00
Total Biomasa 63,45 27,40 59,57 143,30
Eólica Consorcio Cobra Perú/Energía renovable Marcona 65,50 32,00 52,93 148,38
Eólica Energía Eólica S.A. Central Eólica Talara 87,00 30,00 56,00 119,67
Eólica Energía Eólica S.A. Central Eólica Cupishnique 85,00 80,00 43,00 302,95
Total Eólica 80,35 142,00 45,87 571,00
Solar Consorcio Panamericana Panamericana Solar 20TS 215,00 20,00 28,90 50,68
Solar Solar Grupo T Majes Solar 222,50 20,00 21,50 37,63Solar Consorcio Tacna Solar Tacna Solar 225,00 20,00 26,90 47,20
Solar Grupo T Solar Repartición Solar 20T 223,00 20,00 21,40 37,44
Total Solar 221,09 80,00 24,68 172,94Total General 105,06 249,40 887,24
(B) Hidroenergía (Centrales con potencias menores a 20 MW)
Tecnología Postor ProyectoPrecio
ofertado (US$/MWh)
Potencia a instalar (MW)
Factor de planta
Energia ofertada durante el año
(GWh)Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Central Hidroeléctrica Santa Cruz 55,00 6,0 65,00 29,50Hidroeléctrica Energoret Shima 64,00 5,00 75,00 39,92Hidroeléctrica Energía del Perú Ángel III 59,90 19,95 75,00 131,00Hidroeléctrica Energía del Perú La Joya 59,95 9,60 65,00 65,00Hidroeléctrica Energía del Perú Ángel II 59,98 19,95 75,00 131,05Hidroeléctrica Energía del Perú Ángel I 59,97 19,95 75,00 131,05Hidroeléctrica Eléctrica Yanapampa S.A.C. Yanapampa 56,00 4,13 77,43 28,00Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Huasuhuasi 57,00 8,00 70,50 42,50Hidroeléctrica Maja Energía Roncador 59,85 3,80 88,89 28,12Hidroeléctrica Duke Energy Central Caña Brava 70,00 6,0 41,00 21,50Hidroeléctrica Duke Energy Central Carhuaquero 70,00 10,00 76,00 66,50Hidroeléctrica SINERSA Central Hidroeléctrica Poechos 59,50 10,00 75,00 50,00Hidroeléctrica SINERSA Hidro Chancay 58,50 19,20 85,00 143,00Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Huacahuasi 58.00 7,86 70,00 42,50Hidroeléctrica Hidroeléctrica Santa Cruz Santa Cruz II 55,00 6,50 66,00 33,00Hidroeléctrica Eléctrica Santa Rosa Pumacane Hidro Nuevo 60,00 1,80 71,30 9,00Hidroeléctrica Hidro Cañete Imperial 55,99 3,97 81,34 25,00Total Hidroeléctrica 60,04 161,71 73,70 1 016,63
Fuente: OSINERGMIN – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).
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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
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. Mues-tra 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.
Aquí, el tema es qué grado de sostenibilidad tienen estos proyectos, partiendo de los requerimientos de agua necesarios para desarrollar es-tas 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 abas-tecer 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 in-genios azucareros, los cuales lo obtendrían como un coproducto del pro-ceso de producción de azúcar. De los 11 ingenios azucareros que actual-mente 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.
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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 pro-ceso 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 com-probado, 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 ob-tener de este tipo de actividades —sobre todo en la producción de biodié-sel—, ya que tradicionalmente los ingenios azucareros y ahora las alcohole-ras 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 compe-titivos, 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 gobier-nos regionales. En este aspecto es muy importante implementar metodo-logías y herramientas que permitan —entre otros aspectos— hacer una evaluación de la disponibilidad de los recursos naturales existentes (sue-lo, 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.
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De esta forma se conseguiría equilibrar la balanza ante las iniciativas pri-vadas 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 pe-ruana” 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.
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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 ener-gías renovables no convencionales como por la producción de biocombustibles líquidos (etanol anhidro y biodiésel).
En ambos casos se han seleccionado dichas aplicaciones debido a la promulga-ción 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:
Cuadro 2.1Tipos de FERNC
Energía hidroeléctrica (Centrales hidroeléctricas con potencia menor de 20 MW).Energía eólicaEnergía geotermalEnergía 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:
• Eldesarrollodeestosmercadosestáligadoalaofertaylademandaynoexis-te 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.
CAPíTulO
2 fORMulACIÓN DE ESCENARIOS PRObAblES y POSIblES
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• Dadoquealgunosdeestosenergéticostradicionalescompitenenelusoconotros, como es el caso de la leña con el querosene, su uso estará ligado tam-bién 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.
Por tanto, el modelamiento que se ha realizado está dirigido a los mercados re-gulados en donde las energías renovables, más que competir, tienen establecida su demanda a través de las regulaciones del gobierno.
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 Fuente UnidadPrecio de exportación del etanol anhidro en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009 – 2010). US$/L
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).
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.
Precio de tonelada de CO2 equivalente.
Reportes web de las Naciones Unidas. US$/t
Tipo de materia prima.
Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria, realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Caña de azúcar, melaza de caña.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Desfavorable, tendencial, favorable.Precio de paridad de importación de la gasolina.
Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas.
Rango correspondiente a los precios de paridad de importación (PPI) registrados en los últimos 3 años.
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Variables Fuente UnidadTipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Tierras eriazas; bosque secundario; bosque primario
Margen de refinación de las refinerías locales.
Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible.
Rango de márgenes determinados de acuerdo al estudio de referencia.
Fuente: Elaboración propia.
2.1.2 Proyecciones de la oferta y demanda del biodiésel
Cuadro 2.3
Variables Fuente UnidadPrecio de importación del biodiésel en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009 – 2010). US$/L
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.
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.
Precio de tonelada de CO2 equivalente.
Reportes web de las Naciones Unidas. US$/t
Tipo de materia prima.
Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Palma aceitera; jatropha.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Desfavorable, tendencial, favorable.Precio de paridad de importación del diésel.
Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas.
Rango correspondiente a los PPI registrados en los últimos 3 años.
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de ciclo de vida de biocombustibles – PUCP 2010. Tierras eriazas, bosque secundario, bosque primario.
% de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios).
Realizado a criterio del autor. Porcentaje determinado por el autor.
Margen de refinación de las refinerías locales.
Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible.
Rango de márgenes determinados de acuerdo al estudio de referencia.
Fuente: Elaboración propia.
2.1.3 Escenarios considerados
A fin de determinar los escenarios se consideraron los siguientes parámetros.
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2.1.3.1 Escenarios considerados para la producción de etanol anhidro
2.1.3.1.1 Escenario optimista
Cuadro 2.4
Variables Fuente UnidadPrecio de exportación del etanol anhidro en el mercado local. Rango de precios obtenido de aduanas (2009 – 2010). 0,52 US$/L
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).
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.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas 20 US$/t
Materia prima. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Caña de azúcar.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Favorable.
Precio de paridad de importación de la gasolina. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 0,99 US$/L
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Tierras eriazas.
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible. 0,001 US$/L
Fuente: Elaboración propia.
2.1.3.1.2 Escenario tendencial
Cuadro 2.5
Variables Fuente UnidadPrecio de exportación del etanol anhidro en el mercado local. Rango de precios obtenido de Aduanas (2009-2010). 0,60 US$/L
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).
Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Escenario 2: Producción etanol caña de azúcar 100% comercial.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas. 5 US$/t
Materia prima. Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Caña de azúcar.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Tendencial.
Precio de paridad de importación de la gasolina. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 0,59 US$/L
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio análisis de ciclo de vida de biocombustibles – PUCP 2010. Tierras eriazas.
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible. 0,011 US$/L
Fuente: Elaboración propia.
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2.1.3.1.3 Escenario pesimista
Cuadro 2.6
Variables Fuente UnidadPrecio de exportación del etanol anhidro en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010). 0,75 US$/L
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).
Estudio bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Escenario 4: Producción etanol – melaza baja productividad.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas. 20 US$/t
Materia prima. Estudio bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010. Melaza.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Desfavorable.Precio de paridad de importación de la gasolina.
Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 0,32 US$/L
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Tierras eriazas.
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – determinación cadena de combustible. 0,021 US$/L
Fuente: Elaboración propia.
2.1.3.2 Escenarios considerados para la producción de biodiésel
2.1.3.2.1 Escenario optimista
Cuadro 2.7
Variables Fuente UnidadPrecio de importación del biodiésel en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010). 0,57 US$/L
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.
Escenario 7: Producción de biodiésel de palma 100% comercial.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas. 20 US$/t
Tipo de materia prima.Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Palma aceitera.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Favorable.
Precio de paridad de importación del diésel. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 1,11 US$/L
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio análisis de ciclo de vida de biocombustibles – PUCP 2010 Bosque secundario.
Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios). Realizado a criterio del autor. 50%
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible. 0,001 US$/L
Abastecimiento de la demanda de biodiésel a partir de producción local. Resultado del modelo. 94,5%
Fuente: Elaboración propia.
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2.1.3.2.2 Escenario tendencial
Cuadro 2.8
Variables Fuente UnidadPrecio de importación del biodiésel en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010). 0,88 US$/L
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.
Escenario 6: Producción de biodiésel de palma: 60% Comercial – 40% pequeños agricultores.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas. 5 US$/t
Tipo de materia prima.Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Palma aceitera.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Tendencial.
Precio de paridad de importación del diésel. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 0,64 US$/L
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de Ciclo de Vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Bosque secundario.
Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios). Realizado a criterio del autor. 50%
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible. 0,011 US$/L
Fuente: Elaboración propia.
2.1.3.2.3 Escenario pesimista
Cuadro 2.9
Variables Fuente UnidadPrecio de importación del biodiésel en el mercado local.
Rango de precios obtenido de aduanas (2009-2010). 1,28 US$/L
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).
Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Escenario 8: Producción de biodiésel de jatropha – baja productividad.
Precio de tonelada de CO2 equivalente. Reportes web de las Naciones Unidas. 0 US$/t
Tipo de materia prima.Estudio Bioenergía y seguridad alimentaria realizado en el Perú a cargo de la FAO en el periodo 2008-2010.
Jatropha.
Desarrollo de cartera de proyectos. Realizado a criterio del autor. Desfavorable.
Precio de paridad de importación del diésel. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas. 0,39 US$/t
Tipo de terreno en el cual se desarrolla la fase agrícola.
Estudio Análisis de ciclo de vida de Biocombustibles – PUCP 2010. Bosque primario.
Porcentaje de tierras disponibles utilizadas para otro tipo de aplicaciones (cultivos alimenticios).
Realizado a criterio del autor. 0%
Margen de refinación de las refinerías locales. Estudio Apoyo Consultoría – MEM – Determinación cadena de combustible. 0,021 US$/L
Fuente: Elaboración propia.EnE
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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 de-manda 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 con-sumos de electricidad al 2040 para cada escenario. Conocidas estas proyeccio-nes, se ha calculado cuánto sería por escenario, el 5 por ciento de esta deman-da 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.
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.
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 electrici-dad con energías renovables, realizada en el 2010 y fueron los siguientes:
Cuadro 2.10
Fuente: OSINERGMIN – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).
Energía eólicaMarconaCentral eólica TalaraCentral eólica Cupishnique
Energía geotermalCentral de 50 MW en Borateras TacnaCentral de 100 MW en Calientes Tacna
Energía de la biomasaGeneración Ingenio azucarero ParamongaGeneración Relleno sanitario HuaycoloroGeneración Planta alcoholera
Energía SolarPanamericana Solar 20TSMajes SolarTacna SolarRepartición Solar 20T
Energía hidráulicaSanta Cruz IISanta Cruz IShimaLa JoyaAngel IIIAngel IIAngel IYanapampaHuasuhuasi IIHuasuhuasiRoncadorCentral Caña BravaCentral CarhuaqueroCentral Hidroeléctrica PoechosHidro ChancayPumacanaHidro Nuevo Imperial
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Para todos los casos se determinó el costo de inversión inicial (MMUS$) y el costo de generación (US$/MWh), de modo tal que le asegure al proyecto una rentabilidad del 12 por ciento (Tasa Interna de Retorno [TIR]); emisiones que dejan de emitirse, teniendo en cuenta que el factor de emisión del SEIN es de 0,56 t CO2/MWh; además de otros parámetros que constituyen la base de datos con todas estas evaluaciones. En vista de que el propósito del presente trabajo es hacer una prospectiva, cabe señalar que se hicieron estas evalua-ciones para los años 2009, 2015 y 2030, por lo que se consideraron para ello proyecciones de costos de inversión (10ˆ3 US$/kW), costos de operación y mantenimiento, y factor de utilización, publicados por la Agencia Internacio-nal de Energía (IEA), World Energy Outlook 2008 “Power Asumptions Cost Estimations”.
El cuadro siguiente resume los resultados de dichas evaluaciones:
Cuadro 2.11Resumen evaluación parámetros de cada proyecto
Proyectos evaluados por tipo de tecnología
Potencia instalada
(MW)
Inversión inicial (US$ / kW)
Tarifa de generación (US$ / MWh) Energía
generada anual (GWh)
Emisiones anuales de CO2
dejadas de emitir (t CO2)
Factor de planta
Prima anual (MMUS$) Fecha puesta de operación
comercial2010 2015 2030 2010 2015 2030 Escenario 2 Escenario 1
Energía eólica
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
Energía Geotermal
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 0,3EnE
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Proyectos evaluados por tipo de tecnología
Potencia instalada
(MW)
Inversión inicial (US$ / kW)
Tarifa de generación (US$ / MWh) Energía
generada anual (GWh)
Emisiones anuales de CO2
dejadas de emitir (t CO2)
Factor de planta
Prima anual (MMUS$) Fecha puesta de operación
comercial2010 2015 2030 2010 2015 2030 Escenario 2 Escenario 1
Energía de la biomasaGeneración 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 31/03/2010Generación 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 01/07/2011Generación Planta alcoholera 0,0 0,0Energía Solar
Panamericana Solar 20TS 20,0 2 981 781 604 215,00 215,00 215,00 37,6 21 054 21,5% 6,2 4,8 30/06/2012Majes Solar 20,0 3 073 805 622 222,50 222,50 222,50 37,7 21 466 21,5% 6,5 5,1 30/06/2012Tacna Solar 20,0 2 782 729 563 225,00 225,00 225,00 33,3 20 613 19,0% 5,8 4,5 30/06/2012Repartición Solar 20T 20,0 3 188 835 646 222,50 222,50 222,50 37,5 21 355 21,4% 6,4 4,9 30/06/2012Energía HidráulicaSanta 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 01/07/2010Santa 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 29/05/2009Shima 5,00 2 368 2 116 1 894 64,00 64,00 64,00 32,92 19 622 75,2% 1,0 0,7 30/09/2012La 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 01/10/2009Ángel 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 31/12/2012Ángel 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 31/12/2012Ángel 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 31/12/2012Yanapampa 4,13 2 264 2 024 1 812 56,00 56,00 56,00 28,00 16 688 77,4% 0,7 0,5 01/12/2012Huasuhuasi 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 01/04/2012Huasuhuasi 7,86 1 786 1 596 1 429 58,00 58,00 58,00 42,50 25 330 61,75 1,1 0,8 01/10/2012Roncador 3,80 1 943 1 737 1 555 59,85 59,85 59,85 28,13 16 765 85,5% 0,7 0,5 01/12/2012Central 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 19/12/2009Central 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 22/05/2008Central 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 27/05/2012Hidro 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 31/12/2012Pumacama 1,80 2 024 1 809 1 620 60,00 60,00 60,00 11,24 6 701 71,3% 0,3 0,2 01/07/2011Hidro 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 con-vencionales, a partir de la cartera de proyectos tipo, estimados previamen-te. 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 pre-misa —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).
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Un tema relevante que se ha considerado es el impacto en el costo margi-nal 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 determina-ción del nuevo costo marginal promedio, considerando la incorporación de generación con otras fuentes. Esto origina que el costo marginal prome-dio varíe en cada escenario y, dentro de cada escenario, en cada caso (ya sea demanda optimista o moderada). Por tanto, la prima para cada proyec-to 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.
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 obtie-nen desde la extracción en los campos agricolas hasta el procesamien-to 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 re-llenos sanitarios tiene una limitación anual de 280 GWh. Esto equivale a diez veces la generación del único relleno sanitario adjudicado actual-mente, 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-En
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tados de la primera subasta de generación con energías renovables no convencionales realizada el 2010, se tienen las siguientes consi-deraciones, tanto para este escenario como para los otros:
• Sehaconsideradoparalostresescenariosquelametaacubrira 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, realiza-da a fines de la década de 1970, se había estimado un potencial de 1 000 MW para la generación a pequeña escala con centra-les 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.
• Apartirdelanálisisdelosrecursosdisponibles,seestimaquela generación geotérmica en caso de llevarse a cabo las inver-siones 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, ten-dría 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 pro-yectos 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.
• Enconclusión,enelescenariooptimistaseafirmaquesevaacompletar 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 Ca-lientes (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 deElectricidad del Ministerio de Energía y Minas 2008-2017, dos proyecciones de demanda de electricidad para un escenario de
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demanda de electricidad optimista y otro conservador; en este escenario optimista de generación de electricidad con energías renovables no convencionales se establece las mismas conside-raciones para ambos escenarios. Por tanto, se tendrá dentro de este escenario optimista un resultado distinto para cada escena-rio de proyección de demanda de electricidad.
• Lasotrasfuentesconsideradas,ademásdelageotermia,sonlabiomasa (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 presenta-ron este tipo de proyectos a la subasta de generación de electri-cidad con energías renovables realizada en el 2010.
• Otraconsideraciónenesteescenariooptimistaesquedesdeel2015 se aumentará el porcentaje de participación de las ener-gías renovables del 5 por ciento al 10 por ciento, el cual se man-tendrá los siguientes años.
• LosporcentajesdeparticipacióndelasFERNCquesehancon-siderado 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 estable-ce que se realiza inversión adicional para el reforzamiento de las líneas de transmisión de electricidad, las cuales son requeri-das 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.
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Cuadro 2.12
Variables Fuente Unidad
Proyectos geotérmicos a instalarse en el 2016 y en el 2022.
Estudios de prefactibilidad de centrales de Borateras y Calientes, consideraciones del autor.
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.
% de participación de las energías renovables no convencionales
Decreto Legislativo N.° 1002 Ley de Promoción de las Energías Renovables.
5% entre el 2011 y 10% a partir del 2015
Proyecciones de demanda de electricidad en el sistema interconectado
PRE MEM 2008-2017.Escenario demanda optimistaEscenario de 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
Participación de las FERNCResultados 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:
• Setrabajóconlamismacarteradeproyectosbasadoenlapri-mera subasta de generación de electricidad a partir de energías renovables no convencionales. Como ya se indicó, de la simula-ción 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.
• Enrelaciónalosproyectosgeotérmicos,seconsideróqueaque-llos 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 implementa-rán debido a la falta de inversiones.
• Aligualqueenlosotrosescenarios,sehaconsideradoquedu-rante este periodo se van a instalar 500 MW de centrales hi-droeléctricas no convencionales. Las principales instituciones que apoyarían estas iniciativas serían las vinculadas a los mer-
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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 Con-cursables, entre otros).
• LosporcentajesparaelestablecimientodelaparticipacióndelasFERNC a lo largo del periodo se han basado en los resultados de la primera subasta de proyectos de generación con energías renova-bles no convencionales. Luego, los porcentajes establecidos solos reflejan esta relación. Se debe tener en cuenta que en este esce-nario 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.
150 MW en el 2016.
Porcentaje de participación de las energías renovables no convencionales.
Decreto Legislativo N° 1002, Ley de Promoción de las Energías Renovables. 5% a partir del 2011.
Proyecciones de demanda de electricidad en el sistema interconectado. PRE MEM 2008-2017.
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.
Participación de las FERNC. 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%
Fuente: Elaboración propia.
2.2.3 Escenario pesimista
En este escenario se tiene las siguientes consideraciones.
• Seconsideranquelosproyectosgeotérmicosnosevanacon-cretar en dicho periodo debido a que luego de realizarse los estudios de factibilidad y pese a los promisorios resultados obte-
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nidos en las evaluaciones hechas a Borateras y Calientes, dichos resultados reflejan una rentabilidad desfavorable en compara-ción con otras FERNC. Por dicho motivo, no se desarrollarían proyectos geotérmicos.
• Porotrolado,dadoqueyaseharealizadolaprimerasubastadegeneración 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.
• Aligualqueenlosotrosescenarios,seconsideraquealolargode todo el periodo se van a instalar 500 MW en proyectos de centrales hidroeléctricas no convencionales.
• SeaplicanestosparámetrosadosescenariosdadoqueelPREMEM, 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.
• LosporcentajesdeparticipacióndelasFERNCquesehancon-siderado 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 pue-de 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 con-clusión, 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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Cuadro 2.14
Variables Fuente Unidad
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.
Proyecciones de demanda de electricidad en el Sistema interconectado. PRE MEM 2008-2017.
Escenario de demanda optimista.Escenario de demanda conservador.
Participación de las FERNC. Resultados de la 1.ª subasta de generación con energías renovables
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 electri-cidad. 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 ten-dencia en los últimos diez años es al aumento del costo marginal, la tendencia de los costos de producción con fuentes de ener-gía 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 Esti-mations”).
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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 esta-blecer 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 al-canzar el 5 por ciento.
©ANDINA
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3.1 Proyecciones de Ingresos y Costos para los Principales Agentes locales del Mercado de los biocombustibles - Periodo 2010-2040
3.1.1 Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local de biodiésel
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:
• Sehaproyectadoelabastecimientodelademandalo-cal 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 comer-ciales, como el de Industria del Espino en la Región San Martín.
• Sehaconsideradounescenario favorablededesarro-llo 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.
• Sehasupuestoqueel50porcientodelasáreassembra-das para producción de aceite de palma van a ser desti-nadas a cubrir la demanda local para consumo humano.
• Sehaconsideradoqueelescenariodepreciosvaaserel más favorable para el desarrollo de los proyectos de
CAPíTulO
3 RESulTADOS DE lAS PROyECCIONES PARA lA PARTICIPACIÓN DE lAS ENERGíAS RENOvAblES EN lA MATRIz ENERGéTICA
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biodiésel. Ello implica que el precio de paridad de im-portación de diésel —en los próximos 30 años— estará en el valor más alto registrado en los últimos tres años (1,11 US$/L). Del mismo modo, el precio de importa-ción de biodiésel (que establece el precio en el mer-cado local) va a estar en su menor valor de los últimos dos años, esto es 0,87 US$/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.
• Aquíhayqueconsiderarquesehabuscadounequili-brio entre las ganancias del productor local de biodiésel (cuyo interés es que se le pague el mayor precio posi-ble) con el sobrecosto que tiene que afrontar el público usuario, quien directa o indirectamente afronta la dife-rencia de costos entre el biodiésel y el diésel (reempla-zado 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 sobre-costo que pague el usuario final.
• Aligualqueenlosdemásescenarios,sehaconsideradoque en caso de no cubrirse la demanda con la produc-ción 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 intervie-nen son el distribuidor mayorista que importa el biodié-sel, los grifos y el público usuario. Para la producción local, a estos agentes se suman el pequeño agricultor y el productor local.
• Finalmente,hayqueconsiderarqueparaesteescena-rio se ha internalizado el efecto de incrementar o redu-cir 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 En
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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 bio-combustibles, 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 emi-siones.
• Losresultadospuedenverseenloscuadrosderesumeny en el gráfico que se muestra a continuación. Se apre-cia que todos los agentes de la cadena tienen un bene-ficio neto, siendo el mayor beneficiado el usuario final, al cual se le ha asignado los beneficios cuantificados originados por la reducción de emisiones considerán-dose un precio de 20 US$/t.
Cuadro 3.1Abastecimiento de biodiésel
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 7 Costo de materia prima (US$/L) 0,24Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Bosque secundario Costo de producción de biodiésel
(US$/L) 0,26
Materia prima Palma aceiteraPrecio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)
0,57
Rendimiento (L biodiésel/t fruto) 282,02 Precio de venta del distribuidor mayorista al grifero (US$/L) 0,66
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel) 2,34 Precio de venta del grifero al público
(US$/L) 0,73
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel) 4,18 Precio de paridad de importación del
diesel (US$/L) 1,11
Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida 20,0
Escenario de desarrollo de cartera de proyectos Favorable
Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) 11 663
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
300
Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%) 96,7%
Fuente: Elaboración propia
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Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 1,77 23,36 23,31 62,54 64,46 66,43 77,54 90,50 105,59 123,15 143,57Productor biodiésel 3,07 51,85 51,61 145,98 150,45 155,05 180,98 211,24 246,45 287,44 335,11Distribuidor mayorista 3,52 155,52 159,62 167,33 172,46 177,74 207,45 242,14 282,51 329,49 384,14Grifero 3,94 174,60 179,20 187,85 193,61 193,53 232,89 271,83 317,15 369,89 431,24Público usuario 0,17 8,74 8,94 10,90 11,23 11,58 13,51 15,77 18,40 21,46 25,02Total 12,48 414,06 422,69 574,60 592,21 610,33 712,36 831,48 970,10 1 131,41 1319,08
Costos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 1,77 23,36 23,31 62,54 62,45 66,43 77,54 90,50 105,59 123,15 143,57Productor de biodiésel 1,41 25,35 25,28 68,79 70,89 73,06 85,28 99,54 116,13 135,44 157,91Distribuidor mayorista 3,38 141,17 144,73 160,90 165,83 170,91 199,48 232,83 271,65 316,82 369,37Grifero 3,52 155,52 159,62 167,33 172,46 177,74 207,45 242,14 282,51 329,49 384,14Público usuario –1,24 –56,23 –57,71 –60,46 –62,32 –64,22 –74,96 –87,50 –102,08 –119,06 –138,81Total 8,84 289,18 295,24 399,10 411,33 423,91 494,78 577,52 673,80 785,84 916,18
Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Productor biodiésel 1,66 26,50 26,33 77,19 79,56 81,99 95,70 111,70 130,32 151,99 177,20Distribuidor mayorista 0,14 14,35 14,89 6,43 6,63 6,83 7,98 9,31 10,86 12,67 14,77Grifero 0,42 19,08 19,58 20,52 21,15 21,79 25,44 29,69 34,64 40,40 47,10Público usuario 1,42 64,96 66,65 71,36 73,55 75,80 88,47 103,27 120,48 140,52 163,83Total 3,64 124,88 127,45 175,51 180,88 186,42 217,58 253,97 296,31 345,58 402,90
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.1beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena de distribución del biodiésel (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
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20
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50
100
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140
160
180
200
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Biodiesel (MM US$)
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Público usuario
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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:
• Sehaproyectadoelabastecimientodelademandalo-cal 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 comer-ciales 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 peque-ños agricultores.
• Sehaconsideradounescenariotendencialdeldesarro-llo 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 pro-yectos estarían ya en fase de producción.
• Sehaseñaladoqueel50porcientodelasáreassembra-das para producción de aceite de palma serán destina-das a cubrir la demanda local para consumo humano.
• Se ha considerado que los escenarios de precios re-flejarán el comportamiento tendencial de los últimos años. Ello implica que el precio de paridad de importa-ción de diésel en los próximos 30 años va a estar en el valor promedio en los últimos tres años (0,64 US$/L). Del mismo modo, el precio de importación de biodié-sel (que se considera que es el que establece el precio en el mercado local) estará en su valor promedio de los últimos dos años, esto es 0,88 US$/L. Al igual que en
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el escenario optimista y pesimista se realiza el ajuste al biodiésel considerando su menor poder calorífico.
• Aquí hay que tener en cuenta que el usuario final esel que asume la diferencia de costos entre el precio de paridad de importación del diésel y el precio en el mer-cado local del biodiésel (marcado por el precio de im-portación del biodiésel).
• Aligualqueenlosdemásescenarios,enelcasodenocubrirse la demanda con la producción local de biodié-sel, la misma debe ser cubierta a través de la importa-ción. Luego, como en este escenario se establecen las mejores condiciones para la producción local, se regis-tra la menor importación de biodiésel. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agen-tes 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 consi-derar que para éste se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2, equiva-lente, 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 incremen-to de dichas emisiones, basado en los resultados del Análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realiza-do por la PUCP el año 2010. Para este caso, dado que la fase agrícola se desarrolla a partir de bosque secun-dario, se tiene una reducción neta de emisiones.
• Los resultados pueden verse en los cuadros de resu-men 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 tie-ne que afrontar el sobrecosto, pese a que tiene “ingre-sos” asumidos por la reducción neta de las emisiones al En
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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$/t CO2 equivalente.
Cuadro 3.2Abastecimiento de biodiésel
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 6 Costo de materia prima (US$/L) 0,31Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Bosque secundario Costo de producción de biodiésel
(US$/L) 0, 34
Materia prima Palma aceiteraPrecio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L)
0,88
Rendimiento (L biodiésel/t fruto) 248,18 Precio de venta del distribuidor mayorista al gifero (US$/L) 0,96
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg biodiésel) 2,34 Precio de venta del grifero al público
(US$/L) 1,04
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel) 4,18 Precio de paridad de importación del
diesel (US$/L) 0,64
Precio de la Tonelada de CO2 equivalente reducida 10,0
Escenario de desarrollo de cartera de proyectos Tendencial
Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) 7 806
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
3 921
Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%) 65,9%
Fuente: Elaboración propia
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Cuadro N°. 3.3Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 2,04 25,51 25,45 81,53 84,02 86,60 85,83 85,37 84,84 84,21 83,49Productor biodiésel 4,70 65,92 65,60 223,46 230,31 237,35 234,09 231,50 228,47 224,96 220,86Distribuidor mayorista 5,60 228,41 234,44 245,77 253,30 261,05 297,69 347,47 405,40 472,81 551,24Grifero 6,06 247,49 254,02 266,28 274,44 282,84 322,56 376,50 439,27 512,31 597,28Público usuario 0,09 4,29 4,40 5,45 5,62 5,79 6,40 7,25 8,23 9,37 10,70Total 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$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 1,56 19,49 19,45 62,29 64,20 66,16 65,58 65,23 64,82 64,34 63,78Productor de biodiésel 1,84 27,74 27,67 89,58 92,32 95,15 94,23 93,63 92,93 92,11 91,17Distribuidor mayorista 5,40 212,30 217,77 238,38 245,69 253,20 286,37 331,53 384,09 445,24 516,39Grifero 5,60 228,41 234,44 245,77 253,30 261,05 297,69 347,47 405,40 472,81 551,24Público usuario 2,82 117,85 120,96 126,74 130,62 134,62 153,60 179,28 209,17 243,95 284,41Total 17,22 605,80 620,28 762,75 786,13 810,18 897,47 1 017,14 1 156,40 1 318,46 1 506,99
Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,48 6,02 6,01 19,24 19,83 20,43 20,25 20,15 20,02 19,87 19,70Productor biodiésel 2,86 38,17 37,93 133,88 137,98 142,21 139,87 137,87 135,55 132,84 129,70Distribuidor mayorista 0,20 16,11 16,67 7,38 7,61 7,84 11,32 15,94 21,32 27,57 34,85Grifero 0,46 19,08 19,58 20,52 21,15 21,79 24,87 29,02 33,86 39,49 46,05Público usuario –2,73 –113,56 –116,56 –121,29 –125,00 –128,83 –147,19 –172,03 –200,94 –234,58 –273,71Total 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 3.2beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena
de distribución del biodiésel (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Público usuario
Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Biodiesel (MM US$)
-300
-250
-200
-150
-100
-50
100
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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 proyectado el abastecimiento de la demandalocal de biodiésel al 2040 a partir del aceite de ja-tropha, tanto de origen local como importado. Las ra-zones 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 desarrollar-se en tierras eriazas, se ha querido evaluar el resulta-do de suplir la demanda local a partir de este tipo de biodiésel.
• Sehaplanteadoqueel100porcientodelasáreassembradas para producción de aceite de jatropha van a ser destinadas a cubrir la demanda local de biodiésel.
• Aquíhayqueconsiderarqueelusuariofinaleselqueasume la diferencia de costos entre el precio de pari-dad de importación del diésel y el precio en el mercado local del biodiésel (que está marcado por su precio de importación).
• Seha consideradoun escenario favorable para el de-sarrollo 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.
• Sehaconsideradoqueelescenariodepreciosvaaserel 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 es-tar en el valor más bajo registrado en los últimos tres años (0,39 US$/L). Del mismo modo, el precio de im-portación de biodiésel (el que establece el precio en el mercado local) va a estar en su mayor valor de los últi-mos dos años, esto es 1,28 US$/L.
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• Aligualqueenlosdemásescenarios,sehaconsideradoque en caso de no cubrirse la demanda con la produc-ción 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 in-tervienen 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.
• Finalmente,hayqueconsiderarqueparaesteescena-rio se ha internalizado el efecto de incrementar o redu-cir 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 calcu-lado 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 ge-neración neta de emisiones.
• Losresultadospuedenverseenloscuadrosderesumeny 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 ma-yor 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 por-que debe pagar el sobrecosto debido a la diferencia de precios entre el biodiésel y el diésel. Se ha considerado un precio de 20 US$/t.
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Cuadro N.º 3.4Abastecimiento de biodiésel
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 9 Costo de materia prima (US$/L) 0,70Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Bosque primario Costo de producción de biodiésel
(US$/L) 0,78
Materia prima Jatropha Precio de vental del biodiésel del productor al distribuidor mayorista (US$/L) 1,28
Rendimiento (L biodiésel/t fruto) 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
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel) 4,18 Precio de paridad de importación del
diésel (US$/L) 0,39
Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida 20,0
Escenario de desarrollo de cartera de proyectos Favorable
Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) 3 361
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
8 677
Abastecimiento a partir de producción local en todo el periodo (%) 28,5%
Fuente: Elaboración propia
Cuadro 3.5Ingresos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04 52,04Productor biodiésel 0,00 0,00 0,00 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30 71,30Distribuidor mayorista 124,26 317,45 324,72 331,99 339,74 347,98 370,85 389,33 408,73 429,10 450,48Grifero 131,46 335,82 343,51 351,20 359,41 368,12 392,32 411,87 432,39 453,93 476,55Público usuarioTotal 255,72 653,27 668,23 806,52 822,48 839,44 886,51 924,53 964,45 1 006,36 1 050,36
Costos involucrados en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64 42,64Productor de biodiésel 0,00 0,00 0,00 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61 57,61Distribuidor mayorista 117,11 299,17 306,02 296,98 304,29 312,06 333,61 351,02 369,31 388,50 408,65Grifero 124,26 317,45 324,72 331,99 339,74 347,98 370,85 389,33 408,73 429,10 450,48Público usuario 119,86 306,19 313,20 324,70 332,18 340,13 362,19 380,01 398,72 418,37 438,99Total 361,23 922,80 943,94 1 053,92 1 076,46 1 100,41 1 166,90 1 220,62 1 277,01 1 336,21 1 398,36
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Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del biodiésel (MMUS$)Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40 9,40Productor biodiésel 0,00 0,00 0,00 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69 13,69Distribuidor mayorista 7,16 18,28 18,70 35,00 35,45 35,93 37,24 38,31 39,42 40,60 41,83Grifero 7,19 18,37 18,80 19,22 19,67 20,14 21,47 22,54 23,66 24,84 26,08Público usuario –119,86 –306,19 –313,20 –324,70 –332,18 –340,13 –362,19 –380,01 –398,72 –418,37 –438,99Total –105,51 –269,53 –275,71 –247,40 –253,98 –260,98 –280,40 –296,09 –312,56 –329,85 –348,00
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.3 beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena
de distribución del biodiésel (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
3.1.2 Resultados obtenidos para el abastecimiento de la demanda local de etanol anhidro
3.1.2.1 Escenario optimista
En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que más favorecen el desarrollo de la oferta local de producción de etanol anhidro tanto para abastecer la de-manda local como para exportación. Ello implica lo siguiente:
• Sehaproyectadoelabastecimientodelademandalocalde etanol anhidro al 2040 a partir del azúcar de caña tanto de origen local como importada. Las razones son el alto rendimiento que se tiene para proyectos comer-ciales como el de Sucro alcoholera del Chira.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Biodiesel (MM US$)
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Público usuario
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
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• Sehaconsideradounescenariofavorabledeldesarrollode la cartera actual de proyectos para producción de eta-nol 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.
• Sehaconsideradoqueelescenariodepreciosvaaserel 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$/L). Del mismo modo, el precio de exportación de etanol anhidro (que se considera que es el que establece el precio en el mercado local) va a es-tar en su menor valor de los últimos dos años, esto es 0,52 US$/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.
• Aligualqueenlosdemásescenariossehaconsideradoque en caso de cubrirse la demanda local con la produc-ción 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 condi-ciones para la producción local, se registra la mayor ex-portación 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 agregar-le el distribuidor mayorista, el grifo y el usuario final.
• Finalmente hay que considerar que para este escena-rio se ha internalizado el efecto de incrementar o re-ducir 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
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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 agrí-cola se desarrolla a partir de tierras eriazas se tiene una reducción neta de emisiones.
• Losresultadospuedenverseenloscuadrosresúmenesyen 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 ori-ginados por la reducción de emisiones considerándose un precio de 20 US$/t).
Cuadro 3.6Abastecimiento de alcohol carburante
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 2 Costo de materia prima (US$/L) 0,18Tipo 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
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel) 4,5 Precio de paridad de importación del
diesel (US$/L) 0,99
Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida 20,0
Escenario de desarrollo de cartera de proyectos Favorable
Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) 6 214
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
3861
Fuente: Elaboración propia
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Cuadro 3.7Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 11,55 11,55 41,73 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75Productor biodiésel 33,96 33,96 122,65 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55 178,55Distribuidor mayorista 38,55 38,55 77,64 79,53 81,96 84,47 98,59 115,08 134,27 156,59 182,57Grifero 45,68 45,68 92,02 94,25 97,14 100,11 116,85 136,38 159,12 185,58 216,36Público usuario 1,25 1,25 4,52 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58 6,58Total 131,00 131,00 338,57 419,67 424,99 430,47 461,33 497,36 539,28 588,06 644,82
Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 11,55 11,55 41,73 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75 60,75Productor de biodiésel 25,32 25,32 69,47 89,16 90,03 90,93 95,97 101,86 108,72 116,69 125,97Distribuidor mayorista 36,80 36,80 74,12 75,92 78,25 80,64 94,12 109,86 128,18 149,49 174,28Grifero 38,55 38,55 77,64 79,53 81,96 84,47 98,59 115,08 134,27 156,59 182,57Público usuario 4,69 4,69 9,45 9,68 9,97 10,28 12,00 14,00 16,34 19,06 22,22Total 116,92 116,92 272,41 315,04 320,97 327,08 361,44 401,56 448,25 502,58 565,79
Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Productor biodiésel 8,63 8,63 53,18 89,39 88,52 87,62 82,52 76,69 69,83 61,86 52,58Distribuidor mayorista 1,75 1,75 3,52 3,61 3,72 3,83 4,47 5,22 6,09 7,10 8,28Grifero 7,14 7,14 14,37 17,72 15,17 15,64 18,25 21,30 24,85 28,99 33,80Público usuario –3,44 –3,44 –4,93 –3,09 –3,39 –3,69 –5,41 –7,42 –9,75 –12,47 –15,63Total 14,08 14,08 66,15 104,63 104,02 103,40 99,89 95,79 91,03 85,48 79,03
Fuente: Elaboración propia.
Grafico 3.4beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena
de distribución del etanol (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Público usuario
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-40
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Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Etanol (MM US$)
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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.
Ello implica lo siguiente:
• Sehaproyectadoelabastecimientodelademandalocalde etanol anhidro al 2040, a partir de la caña de azúcar (de la producción de las plantas alcoholeras). Las razo-nes 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.
• Sehaconsideradounescenariotendencialdeldesarro-llo 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 es-tarían ya en fase de producción.
• Se ha considerado que los escenarios de precios vana 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 va-lor promedio en los últimos tres años (0,59 US$/L). Del mismo modo, el precio de exportación de etanol anhi-dro (el que establece el precio en el mercado local) va a estar en su valor promedio de los últimos dos años, esto es 0,60 US$/L. Al igual que en el escenario optimista y pesimista, se realiza el ajuste al etanol anhidro conside-rando su menor poder calorífico.
• Aquíhayqueconsiderarqueelusuariofinaleselqueasume 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).
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• Aligualqueenlosdemásescenarios,sehaconsideradoque 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 agen-tes 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.
• Aligualqueenlosotrosescenarios,hayqueconside-rar que para éste escenario se ha internalizado el efecto de incrementar o reducir las emisiones de CO2 equiva-lente, 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 vigen-te, gracias al Protocolo de Kyoto. Como ya se mencio-nó, 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 Resul-tados 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 eria-zas se tiene una reducción neta de emisiones.
• Losresultadospuedenverseenloscuadrosderesumeny en el gráfico que se muestra a continuación. Se apre-cia que todos los agentes de la cadena tienen un be-neficio 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 sobre-costo, 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$t CO2 equivalente.
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Cuadro 3.8Abastecimiento de alcohol carburante
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 1 Costo de materia prima (US$/L) 0,25Tipo 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
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diésel) 4,5 Precio de paridad de importación del
diésel (US$/L) 0,59
Precio de la tonelada CO2 equivalente reducida 10,0
Escenario de desarrollo de cartera de proyectos Tendencial
Volumen de biodiésel producido para el mercado local en todo el periodo (MML) 5 653
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
756
Fuente: Elaboración propia
Cuadro 3.9Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 16,21 16,21 39,73 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56 54,56Productor biodiésel 39,22 39,22 96,14 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01 132,01Distribuidor mayorista 43,99 43,99 89,94 92,12 94,95 97,85 114,21 133,31 148,06 148,06 148,06Grifero 51,02 51,02 104,31 106,84 110,12 113,49 132,46 154,61 171,72 171,72 171,72Público usuario 0,62 0,62 1,51 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08 2,08Total 151,06 151,06 331,64 387,62 393,71 399,99 435,32 476,57 508,42 508,42 508,42
Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 11,25 11,25 27,58 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87 37,87Productor de biodiésel 30,17 30,17 68,27 83,78 84,68 85,60 90,79 96,85 101,53 101,53 101,53Distribuidor mayorista 42,03 42,03 85,92 88,01 90,71 93,48 109,11 127,35 141,44 141,44 141,44Grifero 43,99 43,99 89,94 92,12 94,95 97,85 114,21 133,31 148,06 148,06 148,06Público usuario 26,72 26,72 54,63 55,96 57,67 59,44 69,37 80,97 89,93 89,93 89,93
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Total 154,15 154,15 326,34 357,75 365,88 374,24 421,36 476,36 518,83 518,83 518,83Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 4,96 4,96 12,15 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68Productor biodiésel 9,06 9,06 27,87 48,23 47,34 46,41 41,22 35,17 30,49 30,49 30,49Distribuidor mayorista 1,96 1,96 4,02 4,02 4,11 4,24 4,37 5,10 5,95 6,61 6,61Grifero 7,03 7,03 14,37 14,72 15,17 15,64 18,25 21,30 23,66 23,66 23,66Público usuario –26,10 –26,10 –53,12 –53,88 –55,60 –57,36 –67,30 –78,90 –87,85 –87,85 –87,85Total –3,09 –3,09 5,30 29,87 27,84 25,75 13,96 0,21 –10,41 –10,41 –10,41
Fuente: Elaboración propia.
Grafico 3.5beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena
de distribución del etanol (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
3.1.2.3 Escenario pesimista
En este escenario se ha tomado en cuenta los valores de los parámetros que menos favorecen el desarrollo de la oferta local de producción de etanol anhidro. Ello implica lo si-guiente:
• Sehaproyectadoelabastecimientodelademandalocalde etanol anhidro al 2040 a partir de la melaza, tanto de origen local como importado. Las razones son evaluar la menor rentabilidad de estos cultivos en relación a la producción de etanol a partir de caña de azúcar que se da en las plantas alcoholeras.
• Aquíhayqueconsiderarqueelusuariofinaleselqueasume la diferencia de costos entre el precio de paridad
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena deDistribución del Etanol (MM US$)
(MMUS$)
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Publico usuario
-100
-80
-60
-40
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de importación de la gasolina y el precio en el mercado local del etanol anhidro (marcado por el precio de ex-portación del etanol anhidro).
• Sehaconsideradounescenariodesfavorableparaelde-sarrollo de proyectos de producción local de etanol a partir de melaza en los ingenios azucareros. Ello impli-ca que de la cartera actual de proyectos de producción de etanol procedente de melaza, sólo el 50 por ciento de las áreas previstas van a estar en fase de producción para el 2013.
• Sehaconsideradoqueelescenariodepreciosvaaserel menos favorable para el desarrollo de los proyectos de etanol anhidro. Ello implica que el precio de paridad de importación de la gasolina en los próximos 30 años va a estar en el valor más bajo registrado en los últimos tres años (0,32 US$/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$/L.
• Aligualqueenlosdemásescenarios,sehaconsideradoque en caso de que la producción local de etanol ex-ceda la demanda local, los excedentes se destinarán a la exportación. Por otro lado, dado que se analizan los ingresos y costos de los agentes locales en la cadena de distribución para el caso de la exportación, los agentes locales que intervienen son el agricultor y el productor local. En el caso de la producción local, a estos agentes hay que sumarles el distribuidor mayorista, el grifero y el usuario final.
• Finalmente,hayqueconsiderarqueparaesteescena-rio se ha internalizado el efecto de incrementar o re-ducir las emisiones de CO2 equivalente, por el hecho de reemplazar gasolina por etanol anhidro. Ello impli-ca asignarle un costo a la tonelada de CO2 de acuerdo al mercado de carbono actualmente vigente, gracias al Protocolo de Kyoto. Aquí hay que notar que el análisis de ciclo de vida es muy importante, por este motivo se ha calculado el impacto en reducción o incremento de dichas emisiones, basado en los Resultados del análisis de ciclo de vida de biocombustibles, realizado por la En
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PUCP el 2010. Para este caso, dado que el costo por tonelada de CO2 se ha considerado que es cero, en el análisis de ciclo de vida no hay ingresos ni costos aso-ciados, a pesar que en la fase agrícola se desarrolla a partir de tierras eriazas se tiene una reducción neta de emisiones.
• Los resultados pueden verse en los cuadros de resu-men y en el gráfico que se muestra a continuación. Se aprecia que todos los agentes de la cadena tienen un beneficio neto a excepción del usuario final, quien resulta el mayor perjudicado porque debe pagar el so-brecosto, debido a la diferencia de precios entre el eta-nol anhidro y la gasolina. Se ha considerado un precio de 0 US$/t CO2 equivalente.
Cuadro 3.10Abastecimiento de alcohol carburante
Parámetros determinados Cadena de formación de preciosEscenario seleccionado Escenario 4 Costo de materia prima (US$/L) 0,38Tipo de terreno en donde se realiza la fase agrícola Tierras eriazas Costo de producción de biodiésel
(US$/L) 0,64
Materia prima 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$/L) 0,93
Análisis de ciclo de vida (Emisiones kgCO2 equiv/kg diesel) 4,5 Precio de paridad de importación del
diesel (US$/L) 0,32
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) 2 396
Volumen de biodiésel importado requerido para abastecer el mercado local en todo el periodo (MML)
0
Fuente: Elaboración propia
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Cuadro 3.11Ingresos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)
Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,89 0,89 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52 5,52Productor biodiésel 9,82 9,82 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92 60,92Distribuidor mayorista 10,86 10,86 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33Grifero 12,28 12,28 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18 76,18Público usuario 0,25 0,25 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55Total 34,10 34,10 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51 211,51
Costos involucrados en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,62 0,62 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83 3,83Productor de biodiésel 8,40 8,40 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07 52,07Distribuidor mayorista 10,39 10,39 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45 64,45Grifero 10,86 10,86 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33 67,33Público usuario 9,63 9,63 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70 59,70Total 39,89 39,89 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39 247,39
Beneficios (pérdidas) netas en la cadena de distribución del etanol (MMUS$)Rubro 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040Pequeño agricultor 0,27 0,27 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69Productor biodiésel 1,43 1,43 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85Distribuidor mayorista 0,47 0,47 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88 2,88Grifero 1,43 1,43 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85 8,85Público usuario –9,38 –9,38 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15 –58,15Total –5,79 –5,79 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88 –35,88
Fuente: Elaboración propia.
Grafico 3.6beneficios (pérdidas) a lo largo de la cadena
de distribución del etanol (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
Pequeño agricultor
Productor de biodiésel
Distribuidor mayorista
Grifero
Público usuario
Beneficios (Pérdidas) a lo Largo de la Cadena de Distribución del Etanol (MM US$)
(MMUS$)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
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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
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, respectiva-mente. Asimismo, la inversión requerida está entre 6 938 y 12 633 MMUS$ para cada uno de estos casos considera-dos. 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 de-manda 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$. Al respecto, cabe indicar que para ambos casos se ha considerado que la cuota a cubrir mediante energías renovables es del 10 por ciento a partir del 2015. Otro aspecto relevante son las enormes cantida-des de toneladas de CO2 reducidas en ambos casos: 266,6 MMt CO2 equivalente en las proyecciones para el caso de demanda alta y 185,8 MMt CO2 equivalente en el caso de demanda moderada. En ambos casos se ha considerado la mayor cantidad posible de participación de la energía geo-termal, a partir de la cartera de proyectos disponibles.
Por otro lado, conforme a los porcentajes de participación establecidos, se aprecia que la energía eólica es la que tie-ne mayor participación. Asimismo, la energía geotermal y la fotovoltaica son las otras fuentes más relevantes. Cabe notar que el costo de generación con energía eólica es me-nor que el costo con solar fotovoltaico o biomasa, ya sea a partir de bagazo o relleno sanitario.
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Cuadro 3.12
Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Escenario 1 (2010)Energía a ser abastecida (GWh) 418 150,7 339 186,7Energía eólicaPotencia total (MW) 253 221,3 3 086,0Energía generada (GWh) 253 221,3 179 774,4Inversión total (MMUS$) 7 775,8 4 941,2Prima total (MMUS$) 880,7 510,1Emisiones reducidas (106 T) 141,9 100,8Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 4,0% 2,6%
Energía geotermalPotencial total (MW) 885,0 885,0Energía generada (GWh) 117 274,5 106 999,0Inversión total (MMUS$) 2 316,9 2 316,9Prima total (MMUS$) 112,8 65,2Emisiones reducidas (106 t) 61,6 56,3Incremento promedio del precio medio de la energía 0,6% 0,4%Energía de la biomasaPotencia total (MW) 465,4 465,4Energía generada (GWh) 30 161,6 35 835,7Inversión total (MMUS$) 1 373,6 1 376,4Prima total (MMUS$) 137,9 114,1Emisiones reducidas (106 t) 14,1 16,8Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 0,6% 0,6%
Energía solarPotencia total (MW) 1 000,0 1 020,0Energía generada (GWh) 22 204,7 24 648,4Inversión total (MMUS$) 1 293,0 1 317,4Prima total (MMUS$) 509,4 402,1Emisiones reducidas (106 t) 12,5 13,9Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 2,2% 2,1%
Energía hidroeléctricaPotencia total (MW) 500,5 500,5Energía generada (GWh) 207 328,8 226 199,9Inversión total (MMUS$) 1 227,7 1 227,7Prima total (MMUS$) 272,4 186,9Emisiones reducidas (106 t) 45,1 45,1Total de fuentes 1,2% 1,0Energías renovables no convencionales (no incluye hidro)Potencia total (MW) 7 228,4 5 456,4Energía generada (GWh) 422 862 347 258Inversión total (MMUS$) 12 759 9 952Prima total (MMUS$) 1 641 1 091Emisiones reducidas (106 t) 230,2 187,7Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 8,6% 6,7%
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro 3.13
Potencia total requerida en el periodo (MW) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 4 878,0 3 086,0Energía geotermal 885,0 885,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 417,0 417,0Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 48,4 48,4Energía solar fotovoltaica 1 000,0 1 020,0Sub total 7 228,4 5 456,4Energía hidroeléctrica 500,5 500,5Total 7 728,9 5 956,9
Energía generada en el periodo (GWh) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 253 221,3 179 774,4Energía geotermal 117 274,5 106 999,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 23 690,1 28 520,1Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 6 471,5 7 315,7Energía solar fotovoltaica 22 204,7 24 648,4Sub total 422 862,1 347 257,6Energía hidroeléctrica 207 328,8 226 199,9Total 630 190,8 573 457,5
Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 7 775,8 4 941,2Energía geotermal 2 316,9 2 316,9Energía de biomasa (residuos cañeros) 1 104,2 1 104,2Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 269,3 272,1Energía solar fotovoltaica 1 293,0 1317,4Sub total 12 759,3 9 952,0Energía hidroeléctrica 1 227,7 1 227,7Total 13 987,0 11 179,7
Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 880,7 510,1Energía geotermal 112,8 65,2Energía de biomasa (residuos cañeros) 76,1 62,0Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 61,8 52.1Energía solar fotovoltaica 509,4 402,1Sub total 1 640,9 1 091,4Energía hidroeléctrica 272,4 186,9Total 1 913,3 1 278,3
Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2) Escenario 2 Escenario 1
Energía eólica 141,9 100,8Energía geotermal 61,6 56,3Energía de biomasa (residuos cañeros) 11,32 13,6Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 2,77 3,1Energía solar fotovoltaica 12,5 13,9Sub total 230,2 187,7Energía hidroeléctrica 45,1 45,1Total 275,3 232,8
Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 4,0% 2,6%Energía geotermal 0,6% 0,4%Energía de biomasa (residuos cañeros) 0,6% 0,6%Energía solar fotovoltaica 2,2% 2,1%Sub total 7,4% 5,7%Energía hidroeléctrica 1,2% 1,0%Total 8,6% 6,7%
Fuente: Elaboración propia.
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Gráfico 3.7
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.8
4 878
885
417
48
1 000
501
3 086
885
417
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1 020
501
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Potencia Total Requerida en el Periodo (Mw) Escenario 2 Escenario 1
0
1 000
500
2 000
2 500
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
0
1 000
2 000
3 000
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6 000
7 000
8 000
9 000
7 776
2 317
1 104
269
1 293 1 228
4 941
2 317
1 104
272
1 317 1 228
Escenario 2 Escenario 1
Inversión Total Requerida (MM US$)
253 221
117 275
23 690 6 472
22 205
207 329
179 774
106 999
28 520
7 316 24 648
226 200
0
40 000
80 000
120 000
160 000
200 000
240 000
280 000
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Energía Generada en el Periodo (Gwh)
Potencia total requerida en el periodo (MW)
Inversión total requerida (MMuS$)
Energía generada en el periodo (GWh)
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
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Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.9
Prima total acumulada (MMuS$)
Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2)
Incremento promedio del precio medio de la energíaeléctrica en todo el periodo (%)
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
0
200
400
600
800
1 000
881
113 76 62
509
272
510
65 62 52
402
187
Escenario 2 Escenario 1
Prima Total Acumulada (MM US$)
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2 Escenario 1
141,9
61,6
11,32 2,77
12,5
45,1
100,8
56,3
13,6 3,1
13,9
45,1
0
20
60
40
80
100
120
140
160
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía de Biomasa Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Incremento Promedio del Precio Medio de la Energía Eléctrica en todo el Periodo (%)
Escenario 2 Escenario 1
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,5
4,0 4,0%
0,6% 0,6%
2,2%
1,2%
2,6%
0,4% 0,6%
2,1%
1,0%
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
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3.2.2 Escenario tendencial
3.2.2.1 Resultados para un escenario de demanda eléctrica del SEIN alto y moderado
En este escenario al igual que los otros, se tienen resul-tados, 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.
Puede apreciarse, en relación a la energía eólica, que la participación de esta fuente sigue siendo la más importan-te. A continuación, sigue la energía solar fotovoltaica y pos-teriormente la energía a partir de la biomasa. En compara-ción 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 apre-ciarse cuando se comparan los resultados con el escenario optimista, para este caso, tanto las inversiones como las primas requeridas son significativamente menores. En re-lación 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 respectiva-mente.
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.
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Cuadro 3.14
Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Escenario 1 (2010-2040)Energía a ser abastecida (GWh) 214 444,6 174 766,3Energía eólicaPotencia Total (MW) 2 478,0 1 582,0Energía generada (GWh) 131 996,9 87 632,0Inversión total (MMUS$) 3 979,5 2 562,2Prima total (MMUS$) 448,8 259,3Emisiones reducidas (106 t) 74,0 49,2Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 2,1% 1,4%
Energía geotermalPotencial total (MW) 150,0 150,0Energía generada (GWh) 27 922,5 27 922,5Inversión total (MMUS$) 401,5 401,5Prima total (MMUS$) 40,2 27,5Emisiones reducidas (106 t) 14,8 14,8Incremento promedio del precio medio de la energía 0,2% 0,1%Energía de la biomasaPotencia total (MW) 469,8 465,4Energía generada (GWh) 34 694,4 37 347,9Inversión total (MMUS$) 1 398,0 1 376,4Prima total (MMUS$) 139,8 110,9Emisiones reducidas (106 t) 16,3 17,5Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 0,6% 0,6%
Energía solarPotencia total (MW) 960,0 1 020,0Energía generada (GWh) 18 557,8 23 746,1Inversión total (MMUS$) 1 244,2 1 317,4Prima total (MMUS$) 421,7 372,9Emisiones reducidas (106 t) 10,5 13,4Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 1,8% 2,0%
Energía hidroeléctricaPotencia total (MW) 500,5 500,5Energía generada (GWh) 207 328,8 226 199,9Inversión total (MMUS$) 1 227,7 1 227,7Prima total (MMUS$) 270,4 194,7Emisiones reducidas (106 t) 45,1 45,1Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 1,2% 1,0%
Total de fuentesEnergías renovables no convencionales (no incluye hidro)Potencia total (MW) 4 057,8 3 217,4Energía generada (GWh) 213 172 176 648Inversión total (MMUS$) 7 023 5 658Prima total (MMUS$) 1 050 771Emisiones reducidas (106 t) 115,6 94,9Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 5,8% 5,0%
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro 3.15
Potencia total requerida en el periodo (MW) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 2 478,0 1 582,0Energía geotermal 150,0 150,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 417,0 417,0Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 52,8 48,4Energía solar fotovoltaica 960,0 1 020,0Sub total 4 057,8 3 217,4Energía hidroeléctrica 500,5 500,5Total 4 558,3 3 717,9
Energía generada en el periodo (GWh) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 131 996,8 87 632,0Energía geotermal 27 922,5 27 922,5Energía de biomasa (residuos cañeros) 29 095,1 30 820,1Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 5 599,3 6 527,8Energía solar fotovoltaica 18 557,8 23 746,1Sub total 213 171,6 176 648,4Energía hidroeléctrica 207 328,8 226 199,9Total 420 500,3 402 848,3
Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 3 979,5 2 562,2Energía geotermal 401,5 401,5Energía de biomasa (residuos cañeros) 1 104,2 1 104,2Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 293,7 272,1Energía solar fotovoltaica 1 244,2 1 317,4Sub total 7 023,1 5 657,5Energía hidroeléctrica 1 227,7 1 227,7Total 8 250,9 6 885,3
Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 448,8 259,3Energía geotermal 40,2 27,5Energía de biomasa (residuos cañeros) 89,9 66,7Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 49,9 44,2Energía solar fotovoltaica 421,7 372,9Sub total 1 050,5 770,7Energía hidroeléctrica 270,4 194,7Total 1 320,9 965,4
Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2) Escenario 2 Escenario 1
Energía eólica 74,0 49,2Energía geotermal 14,8 14,8Energía de biomasa (residuos cañeros) 13,90 14,7Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 2,39 2,8Energía solar fotovoltaica 10,5 13,4Sub total 115,6 94,9Energía hidroeléctrica 45,1 45,1Total 160,7 140,0
Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 2,1% 1,4%Energía geotermal 0,2% 0,1%Energía de biomasa (residuos cañeros) 0,6% 0,6%Energía solar fotovoltaica 1,8% 2,0%Sub total 4,7% 4,0%Energía hidroeléctrica 1,2% 1,0%Total 5,8% 5,0%
Fuente: Elaboración propia.
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Gráfico 3.15
Gráfico 3.16
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía de Biomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Potencia Total Requerida en el Periodo (Mw) Escenario 2 Escenario 1
2 478
150
417
53
960
501
1 582
150
417
48
1 020
501
0
500
1 000
1 500
2 000
3 000
2 500
Potencia total requerida en el periodo (MW)
Inversión total requerida (MMuS$)
Energía generada en el periodo (GWh)
EnergíaGeotermal
Energía Eólica Energía Biomasa(ResiduosCañeros)
Energía de laBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía SolarFotovoltaica
EnergíaHidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Inversión Total Requerida (MM US$)
3 979
402
1 104
294
1 244 1 228
2 562
402
1 104
272
1 317 1 228
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 500
4 000
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía de Biomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Energía Generada en el Periodo (Gwh)
124 430
27 923 29 900
5 599 17 618
207 329
61 518
27 923 23 115
5 430 15 776
226 200
0
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
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Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.17
Fuente: Elaboración propia.
0
100
200
300
400
500
418
40
88 50
395
271
209
28 51
35
287
196
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Prima Total Acumulada (MM US$)
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Energía Generada en el Periodo (Gwh) Escenario 2 Escenario 1
131 997
27 923 29 095
5 599 18 558
207 329
87 632
27 923 30 820
6 528
23 746
226 200
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120 000
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Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Prima Total Acumulada (MM US$)
449
40
90
50
422
270 259
28 67
44
373
195
0
100
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300
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500
Prima total acumulada (MMuS$)
Energía generada en el periodo (GWh)
Prima total acumulada (MMuS$)
Fuente: Elaboración propia.
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Grafico 3.18
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 ener-gía geotermal que dentro de las FERNC tiene mayor po-tencial (por los promisorios resultados de los estudios de prefactibilidad en Borateras y Calientes) no participa en cu-brir 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 geotér-micas, las evaluaciones no hayan sido exitosas en la tarea de verificar que dichos proyectos sean más rentables que
Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2)
Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%)
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2 Escenario 1
74,0
14,8 13,9
2,4
10,5
45,1 49,2
14,8 14,7
2,8
13,4
45,1
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Energía Geotermal
Energía Eólica Energía de Biomasa Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Incremento Promedio del Precio Medio de la Energía Eléctrica en todo el Periodo (%)
Escenario 2 Escenario 1
2,1%
0,2%
0,6%
1,8%
1,2% 1,4%
0,1%
0,6%
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Fuente: Elaboración propia. En
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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 geotérmi-cos no se desarrollan en este escenario.
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, comparán-dolo 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 me-nor 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 sa-nitarios) 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 limita-ciones por el lado de la oferta, debido a las limitadas exten-siones 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 promi-soria—, 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 electri-cidad 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. En
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Cuadro 3.16
Fuentes Escenario 2 (2010-2040) Escenario 1 (2010-2040)Energía a ser abastecida (GWh) 214 444,6 174 766,3Energía eólicaPotencia total (MW) 2 158,0 1 454,0Energía generada (GWh) 120 868,5 84 961,2Inversión total (MMUS$) 3 473,3 2 359,7Prima total (MMUS$) 406,4 232,1Emisiones reducidas (106 t) 67,8 47,7Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 1,9% 1,2%
Energía geotermalPotencial total (MW) 0,0 0,0Energía generada (GWh) 0,0 0,0Inversión total (MMUS$) 0,0 0,0Prima total (MMUS$) 0,0 0,0Emisiones reducidas (106 t) 0,0 0,0Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 0,0% 0,0%
Energía de la biomasaPotencia total (MW) 465,4 465,4Energía generada (GWh) 43 379 43 543,2Inversión total (MMUS$) 1 373,6 1 376,4Prima total (MMUS$) 169,4 125,7Emisiones reducidas (106 t) 20,4 20,4Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 0,8% 0,7%
Energía solarPotencia total (MW) 2 420,0 1 920,0Energía generada (GWh) 45 965,3 44 085,5Inversión total (MMUS$) 3 027,2 2 416,5Prima total (MMUS$) 820,1 637,5Emisiones reducidas (106 t) 25,8 24,8Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 3,8% 3,4%
Energía hidroeléctricaPotencia total (MW) 500,5 500,5Energía generada (GWh) 207 328,8 226 199,9Inversión total (MMUS$) 1 227,7 1 227,7Prima total (MMUS$) 257,9 180,5Emisiones reducidas (106 t) 45,1 45,1Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 1,1% 0,9%
Total de fuentesEnergías renovables no convencionales (no incluye hidro)Potencia total (MW) 5 043,4 3 838,4Energía generada (GWh) 210 213 172 590Inversión total (MMUS$) 7 874 6 153Prima total (MMUS$) 1 396 995Emisiones reducidas (106 t) 114,0 92,9Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) 7,5% 6,3%
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro 3.17
Potencia total requerida en el periodo (MW) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 2 158,0 1 454,0Energía geotermal 0,0 0,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 417,0 417,0Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 48,4 48,4Energía solar fotovoltaica 2 420,0 1 920,0Sub total 5 043,4 3 839,4Energía hidroeléctrica 500,5 500,5Total 5 543,9 4 339,9
Energía generada en el periodo (GWh) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 120 868,5 84 961,2Energía geotermal 0,0 0,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 36 570,1 36 340,1Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 6 809,2 7 203,1Energía solar fotovoltaica 45 965,3 44 085,5Sub total 210 213,1 172 589,9Energía hidroeléctrica 207 328,8 226 199,9Total 417 541,9 398 789,8
Inversión total requerida a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 3 473,3 2 359,7Energía geotermal 0,0 0,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 1 104,2 1 104,2Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 269,3 272,1Energía solar fotovoltaica 3 027,2 2 416,5Sub total 7 874,0 6 152,6Energía hidroeléctrica 1 227,7 1 227,7Total 9 101,7 7 380,3
Prima total acumulada a valor presente (MMUS$) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 406,4 232,1Energía geotermal 0,0 0,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 110,7 77,0Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 58,7 48,6Energía solar fotovoltaica 820,1 637,5Sub total 1 395,9 995,2Energía hidroeléctrica 257,9 180,5Total 1 653,9 1 175,8
Emisiones reducidas acumuladas (106 t CO2) Escenario 2 Escenario 1
Energía eólica 67,8 47,7Energía geotermal 0,0 0,0Energía de biomasa (residuos cañeros) 17,48 17,4Energía de biomasa (rellenos sanitarios) 2,91 3,1Energía solar fotovoltaica 25,8 24,8Sub total 114,0 92,9Energía hidroeléctrica 45,1 45,1Total 159,1 138,0
Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%) Escenario 2 Escenario 1Energía eólica 1,9% 1,2%Energía geotermal 0,0% 0,0%Energía de biomasa (residuos cañeros) 0,8% 0,7%Energía solar fotovoltaica 3,8% 3,4%Sub total 6,4% 5,3%Energía hidroeléctrica 1,1% 0,9%Total 7,5% 6,3%
Fuente: Elaboración propia.EnE
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Gráfico 3.19
Gráfico 3.20
Potencia total requerida en el periodo (MW)
Inversión total requerida de (MMuS$)
Energía generada en el periodo (GWh)
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía de Biomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Potencia Total Requerida en el Periodo (Mw) Escenario 2 Escenario 1
2 158
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Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía de Biomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
Inversión Total Requerida (MM US$)
3 473
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269
3 027
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Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Energía Generada en el Periodo (Gwh) Escenario 2 Escenario 1
120 869
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Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
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Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 3.21
Fuente: Elaboración propia.
Energía Geotermal
Energía Eólica Energía de Biomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Prima Total Acumulada (MM US$) Escenario 2 Escenario 1
406
0 111 59
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258 232
0 77 49
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Energía Geotermal
Energía Eólica Energía deBiomasa (Residuos
Cañeros)
Energía deBiomasa (Rellenos
Sanitarios)
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Hidroeléctrica
Reducción de Emisiones Acumuladas (MM Ton CO2) Escenario 2 Escenario 1
67,8
0,0
17,5
2,9
25,8
45,1 47,7
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Incremento Promedio del Precio Medio de la EnergíaEléctrica en todo el Periodo (%)
EnergíaGeotermal
Energía Eólica Energía Biomasa Energía SolarFotovoltaica
EnergíaHidroeléctrica
Escenario 2 Escenario 1
1,9%
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3,8%
1,1%1,2%
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Prima total acumulada (MMuS$)
Reducción de emisiones acumuladas (MMt CO2)
Incremento promedio del precio medio de la energía eléctrica en todo el periodo (%)
Fuente: Elaboración propia.
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4.1 biocombustibles líquidos
Para ambos modelos (etanol anhidro y biodiésel) se aprecia que si bien los cambios realizados en el marco regulatorio han establecido las condicio-nes 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:
Desarrollar este tipo de mercados es importante porque contribuye a la diversificación de la matriz energética, aumenta la seguridad energé-tica 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 desarro-llar estos mercados y —sobre todo— quiénes son los “beneficiarios” y “perjudicados” con dichas políticas. A manera de ejemplo, para diver-sos escenarios de desarrollo de los proyectos bioenergéticos, hemos desarrollado un modelo que establece cuáles son los ingresos y los cos-tos para los diferentes agentes que intervienen en la cadena de biocom-bustibles líquidos. Ello significa, por ejemplo, que habrá escenarios en los cuales el público usuario tendrá mayores beneficios en compara-ción 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 pa-ridad 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 biocombus-tible, 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-
CAPíTulO
4 CONCluSIONES
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cerlo es analizar toda la cadena y medir los impactos de las políticas. Volviendo al tema de los biocombustibles, formularía las siguientes preguntas:
¿Quiénes son los principales agentes a lo largo de la cadena de distribu-ción 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?
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 de-sarrollar 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 biocombusti-bles, si bien puede favorecer al productor local de biocombustible y al pe-queño 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 pre-cio equivalente del biocombustible sea mayor al del combustible fósil que va a reemplazar.
Otro ejemplo: una política que obligue al productor local de biocombus-tible a comprar un porcentaje mínimo de materia prima al pequeño agri-cultor, 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 bio-combustible 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 bio-combustibles líquidos? ¿Quiénes son los principales actores a los cuales queremos beneficiar? ¿Qué instrumentos económicos vamos a establecer En
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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 mez-clas si estas preguntas no son respondidas.
4.2 Generación de electricidad al SEIN con fERNC
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. Enton-ces, 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.
No obstante, las dificultades tienen que ver con otros aspectos, funda-mentalmente, de tipo tecnológico y de la competencia existente en cuan-to 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 sen-tido, 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 anali-zar 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 aná-lisis 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 interco-nectado, 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 diver-sificar la matriz energética, contribuir a la seguridad energética, reducir emisiones de carbono equivalentes en centrales convencionales de gene-ración, entre otros, tiene el costo de requerir incentivos para su desarrollo.
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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 electri-cidad. éste es el método por el cual se va a implementar en nuestro país.
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.
También es necesario definir de qué forma queremos desarrollar este mer-cado, y ante ello ensayamos las siguientes preguntas: ¿cuánto es el incre-mento 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 tecno-logías 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 parti-cipación 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 partici-par 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 po-líticas 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 tecno-logías (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.En
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Una política que establece que cada proyecto que se presente a las res-pectivas subastas para generación de electricidad con FERNC debe te-ner 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.
Una política que esté orientada a cubrir un porcentaje de la generación de electricidad con FERNC, pero sin tener como meta la minimización del in-cremento 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, ten-dría el efecto opuesto. El mayor beneficiado sería el usuario final y el más perjudicado el productor.
éstos son los aspectos que serán necesarios definir, con el fin de acompa-ñar los avances normativos que se han dado hasta la fecha.
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bIblIOGRAfíA
1. International Energy Agency - IEA. (2010). Energy Technology Perspectives 2010: Scenarios & Strategies to 2050. París, Francia: IEA.
2. Ministerio de Comercio Exterior y Turismo - MINCETUR. (2004). Perfil del merca-do y competitividad exportadora del etanol. Lima, Perú: MINCETUR.
3. Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo - SNV. (2006). Línea de Base de Biocombustibles en la Amazonia Peruana. Perú: SNV.
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.
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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 so-bre papel bond alisado de 90 gr y fue realizada en diciem-bre del 2011 por Ramos Martel y Asociados S.A.C., Jirón Cailloma 576 – Cercado de Lima, RUC 20503719721, correo electrónico: [email protected]
Asistente de cuidados de edición: Brenda Boulangger
Energías Renovables en el Planeamiento Estratégico del Mediano y Largo Plazo
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entos de trabajo # 10 Energías R
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ediano y Largo Plazo
Pedro Gamio / Henry García
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