Perú- Productos I y II · La lista de participantes a esta reunión incluye: ... a la recuperación anticipada del IGV no beneficia a las centrales pequeñas, debido

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Perú- Productos I y II

Estos mecanismos reducen las incertidumbres frente a los costos volátiles existentes en el sistema interconectado, garantizando por un plazo de 20 años un ingreso mínimo, que después de ser evaluado por la empresa hace atractiva la inversión en proyectos renovables. Se puede decir que si se ha ejecutado un estudio exhaustivo del recurso, el flujo de caja del proyecto también queda garantizado. Por otro lado, para mejorar su flujo de caja y asegurar la rentabilidad del proyecto, la Hidroeléctrica Santa Cruz SAC procedió a realizar los trámites necesarios para aplicar al MDL, este objetivo fue alcanzado teniendo como comprador de los CER’s emitidos a la empresa Endesa Carbono S.L. Esta empresa está presente en toda la cadena de valor del mercado de CO2, identificando e invirtiendo en proyectos MDL de otros promotores, compra y vende los CER’s generados en proyectos MDL (tanto propios como ajenos), colabora en proyectos conjuntos, intermedia en procesos de compra-venta, presta servicios de consultoría y asesoría para proyectos de otros agentes y gestiona las participaciones de Endesa en los Fondos de Carbono. Tarifas La C.H. Santa Cruz II, fue uno de los 18 proyectos adjudicados en la primera subasta de energías renovables (convocada en octubre de 2009 y cuya adjudicación se dio en febrero de 2010). El precio de la energía que fue ofertada por esta central en la subasta de Energías Renovables fue de 55 US$/MWh. (OSINERGMIN, 2011a). Dicho precio corresponde a la tarifa de adjudicación dispuesta por el OSINERGMIN. En lo que respecta a la energía excedente que pueda inyectar luego de cumplir con sus compromisos contractuales, esta se liquidará a Costo Marginal Instantáneo del SEIN. Para valores referenciales, el costo marginal mínimo registrado durante el año 2010 ascendió a 16.60 US$/MWh, el costo marginal máximo a 24.55 US$/MWh y el costo marginal promedio anual a 21.44 US$/MWh (COES, 2010).

2.3.7 Aspectos Sociales Como parte del proceso de elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), se organizaron varios talleres informativos con las comunidades locales (UNFCCC, 2006). El proceso de consulta local comenzó cuando el desarrollador del proyecto organizó una reunión el 12 de septiembre de 2008 en la comunidad de Colcas, con la participación de las autoridades locales y el público en general. La lista de participantes a esta reunión incluye: el presidente de la comunidad de Colcas y más de dos tercios de la comunidad. Para el desarrollador del proyecto, estas consultas son fundamentales para establecer un canal de comunicación entre los actores locales, tales como los miembros de la comunidad Colcas y las autoridades del Ministerio de Agricultura. Las consultas fueron dirigidas a correspondencia entre los intereses del desarrollador del proyecto con los de la comunidad local. Con esto en mente, el desarrollador del proyecto se reunió con la comunidad para explicar los objetivos,

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el alcance y los compromisos del proyecto con respecto a los actores locales y el medio ambiente. Inicialmente, a la comunidad le preocupaba que la legislación peruana vigente no permitiera que los habitantes de la zona pudieran vender los terrenos que serían utilizados por el Proyecto. Así mismo, la comunidad expresó su preocupación de que algunos canales de riego podrían verse afectados, trayendo como consecuencia la disminución del suministro de agua para los cultivos locales. Como puede constatarse con los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos, una de las principales inquietudes de los pobladores de las zonas ubicadas en el área de influencia del proyecto, es el beneficio económico que la comunidad puede obtener del proyecto. En respuesta a las inquietudes y requerimientos de la población del área de influencia, el promotor del proyecto y la comunidad llegaron a los siguientes acuerdos (UNFCCC, 2006): - La comunidad vendería al promotor del proyecto 3 hectáreas de tierra a

US$ 30 000. - El promotor del proyecto daría una contribución de US$ 10 000 por año durante

la vida del proyecto para inversiones sociales en beneficio de la comunidad. Este pago será gestionado por un comité compuesto por los líderes de la comunidad y agentes de la compañía que desarrolla el proyecto.

- El promotor del proyecto tendría especial preferencia en contratar mano de obra local durante la construcción del Proyecto.

- El promotor del proyecto proveería un tractor para el desarrollo de la agricultura en el lugar.

- El promotor del proyecto se comprometía a respetar los canales de irrigación. - La comunidad se comprometió en apoyar en el desarrollo del Proyecto. Todos estos acuerdos fueron discutidos y aceptados por la comunidad, de tal manera que se ha llegado a tener un buen trato con esta, ayudando a implementar obras identificadas como viables y de beneficio para la comunidad. Como ejemplo se puede citar la construcción de una piscigranja para generar ingresos económicos y contribuir al aprovechamiento de los recursos biológicos del lugar.

2.3.8 Aspectos Ambientales De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctrica de 1992, una Evaluación de Impacto Ambiental no es necesaria para los proyectos hidroeléctricos de menos de 20 MW. A pesar de ello, el EIA se llevó a cabo voluntariamente por el desarrollador del proyecto como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible de la zona, y con el fin de establecer un plan de gestión ambiental para mitigar los impactos negativos potenciales del proyecto. La realización de un EIA facilitó también el procedimiento para la obtención de la carta de aprobación del país anfitrión, requerida para calificar al MDL (UNFCCC, 2006). El EIA, determinó que el proyecto no pone en peligro en modo alguno las necesidades de agua de los actores locales; es decir, el proyecto no afecta el suministro de agua para irrigación de los terrenos agrícolas de la zona y respeta el

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programa de irrigación normal establecido por el Ministerio de Agricultura. Así mismo no hay alteración de la calidad de agua para consumo. El proyecto presenta impactos ambientales positivos como la reducción de emisiones de CO2, NOx. SO2 y partículas, lo cual resulta beneficioso para la calidad del aire global. Además, por los requerimientos de operación, el proyecto contribuye a la purificación y limpieza del agua que se toma del río y que luego es devuelta a este. Por el solo hecho de la existencia del proyecto, se brindan oportunidades de empleo directo e indirecto para la población vecina, lo que se puede constatar en el hecho que tanto para la construcción de la central, como para su operación en la actualidad se emplea a la población local. Se tienen también los beneficios a nivel macro para el país, ya que se desplazará un porcentaje de la generación de energía eléctrica proveniente de plantas térmicas que consumen combustibles fósiles. Esto contribuirá a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al aseguramiento del suministro eléctrico al incrementar la capacidad instalada del SEIN. Se espera que el proyecto desplace 21 082 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) por año y 147 574 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de certificados de reducción de emisiones (CERs) (MINAM, 2011a).

En lo referente al medio ambiente cultural, la C.H. Santa Cruz II no se encuentra dentro de los límites de ningún Área Natural Protegida (ANP) ni de su zona de amortiguamiento. Las principales actividades de mantenimiento y operación del proyecto que podrían dar origen a potenciales impactos ambientales, se derivan del uso de agua del río para la generación de electricidad, operación, mantenimiento de equipos y eliminación de residuos sólidos, estos impactos negativos para la población local y los trabajadores del proyecto serán gestionados mediante las medidas propuestas en el EIA. El mayor potencial de los impactos ambientales negativos y los riesgos, están en el área de la salud y la seguridad de los trabajadores, los residentes locales, la fauna y la flora; esto causado por el ruido, riesgo eléctrico y probabilidad de desbordamiento de las aguas del canal de conducción. Gracias a un diseño adecuado de las instalaciones y las medidas de prevención adoptadas, estos impactos ambientales son de baja probabilidad e intensidad. 2.3.9 Barreras Encontradas Durante su desarrollo, el proyecto no ha presentado muchas barreras, debido a que hubieron factores que facilitaron el proceso. Los dos factores más importantes se relacionan a que ya existían antecedentes del desarrollo de un proyecto similar (la C.H. Santa Cruz I) en la zona, y que había sido ejecutado por misma empresa. Por otro lado, se contaba con la experiencia anterior ganada por el proyectista.

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Una de las barreras encontradas fue de tipo financiero, pues el proyecto era elegible para financiamiento por parte de la banca nacional, sin embargo, esta sólo pudo proporcionar un porcentaje de los costes de inversión. Esta circunstancia se dio debido al hecho que el desarrollador del proyecto era un inversionista local pequeño. Esta barrera fue superada gracias a que el desarrollador del proyecto participó con el porcentaje de la inversión faltante haciendo uso de capital propio. En lo que respecta a posibles barreras que se están dando actualmente, los desarrolladores sostienen que se debe revisar lo concerniente al precio monómico, debido a que en la normativa de RER se habla de que la energía se liquida a Costo Marginal, mientras que el pago por potencia sirve como una garantía anticipada. Esto último puede llegar a contradecir la definición del precio monómico creando incertidumbre en su aplicación. Así también, en lo referente a la normativa tributaria de los CER’s, esta no es muy clara dado que no entra en las definiciones de bien o servicio, siendo estas dos las únicas opciones que presenta el sistema tributario peruano. La falta de claridad en la normatividad tributaria con respecto al servicio de validación de las emisiones desplazadas también genera dificultades. En todos los casos la validación se hace mediante instituciones del exterior, lo cual conlleva al pago de impuestos por duplicado (en el Perú y en el país de origen de la entidad validadora), lo cual perjudica al desarrollador del proyecto. Por otro lado, los desarrolladores del proyecto sostienen que la normativa referente a la recuperación anticipada del IGV no beneficia a las centrales pequeñas, debido a que no está diseñada para beneficiar a centrales cuyos periodos de construcción son menores a 2 años. Así mismo, sostienen que el proceso para la obtención de este beneficio debería ser más sencillo y expeditivo.

2.3.10 Factores de Éxito para la Replicabilidad Los desarrolladores de la C.H. Santa Cruz II, consideran al proyecto como exitoso, ya que los objetivos inicialmente trazados se están logrando progresivamente. Sin embargo, para determinar adecuadamente si el proyecto tendrá la rentabilidad económica estimada se requieren un par de periodos más. Para ese entonces ya se habrán cobrado los CERs, los cuales se han convertido en un instrumento de soporte muy importante para el proyecto. Para asegurar el éxito del proyecto, los desarrolladores coinciden en que la base es un estudio exhaustivo del recurso y de la ingeniería implicada, lo cual debe asegurar que el proyecto sea viable en cuestión de costos. La capacidad técnica de los desarrolladores fue muy buena, ya que la mayor parte de la obra estuvo a cargo de la empresa GCZ Ingenieros. Durante el desarrollo del proyecto, las buenas relaciones con la comunidad del área de influencia jugaron un papel importante. La mayor parte de proyectos que se dan en el interior del país tienen como característica inicial las dificultades generadas a causa de la preocupación de las comunidades implicadas por el uso de los recursos y sobre todo cuando el proyecto involucra el uso del agua. Sin embargo, este no fue el caso de la C.H. Santa Cruz II, esto debido a que se brindó amplia información a la comunidad sobre cómo el proyecto podía beneficiarlos y los impactos ambientales mínimos que se darían.

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Otro de los aspectos importantes, fue que ambas partes coincidieron en celebrar acuerdos de tipo económico para beneficiar a la población local, identificando y ejecutando proyectos viables y sostenibles en el tiempo. Así mismo la población se mostró más receptiva al acordar que se daría preferencia a la mano de obra local durante la construcción y operación de la central.

Los desarrolladores del proyecto consideran además que el aplicar al MDL es vital para asegurar la sostenibilidad del proyecto, pues los beneficios económicos obtenidos de la venta de los CER’s mejoran el flujo de caja del proyecto. Como resultado de la experiencia que se ha tenido con los proyectos Santa Cruz I y II, la empresa está implementando dos nuevas centrales: Huasahuasi I y Huasahuasi II. Esto es una clara demostración de que si se dan los factores contemplados anteriormente, un proyecto nuevo a ejecutar tiene grandes posibilidades de ser exitoso.

Gráfico N° 45: Casa de Máquinas de la C.H. Santa Cruz II

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

2.4 Central Térmica a Bagazo Paramonga I

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

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

Gráfico N° 46: Ubicación Geográfica del Proyecto

Fuente: Elaboración propia.

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

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

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A principio de los 90 se dieron normas para reflotar las empresas azucareras que estaban colapsadas, luego de 20 años de Cooperativismo. En 1994 la empresa pasa a ser una Sociedad Anónima y en 1996 la sociedad Río Pativilca toma el control de la misma. En 1997 el Grupo Wong adquiere la empresa e introduce un estilo gerencial moderno implementando un sistema mejora continua hasta la actualidad (AIPSAA, 2011c).

Beneficiarios Los beneficiarios directos del proyecto, vienen a ser los pobladores de la ciudad de Paramonga, ciudad localizada alrededor de la planta de producción de AIPSAA y que se caracteriza porque su existencia y sostenibilidad económica gira en torno a la empresa. La presencia de la compañía azucarera en la zona ha ido modificando progresivamente tanto el paisaje como el ordenamiento de la ciudad, ya que propició la creación de nuevos sectores en la ciudad los cuales fueron diseñados claramente para cumplir una función específica entre las personas que trabajaban en la fábrica. Por su naturaleza productiva, la empresa beneficia no sólo a la población local, sino también a la población de comunidades circundantes productoras de caña de azúcar, materia prima no sólo para la producción industrial, sino también para la obtención del bagazo de caña que se usa como combustible. De los Financistas El proyecto se llevó a cabo mediante el mecanismo de arrendamiento financiero o Leasing. La entidad que participó del financiamiento fue el Banco Interamericano de Finanzas (BIF) (MEM, 2011b). El BIF forma parte del grupo empresarial Español Ignacio Fierro (Grupo IF), el cual cuenta con experiencia en España, Estados Unidos, Centroamérica y América del Sur. En el caso peruano, el BIF mantiene importantes inversiones en los sectores industrial, agroindustrial, comercial, inmobiliario y de servicios financieros. Estos negocios se desarrollan desde hace 50 años en el Perú.

2.4.4 Aspectos Legales La empresa Agro Industrial Paramonga S.A.A., dentro de sus planes de desarrollo empresarial y mejoras de eficiencia y aprovechamiento, comienza la implementación de su Central de Cogeneración en enero del año 2009, la cual entra en operación comercial el 17 de marzo del 2010.

Como en el caso todas las centrales de generación con recursos renovables y no renovables, el Artículo 4° de la LCE, señala que se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación termoeléctrica, cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW. Los requisitos para acceder a esta autorización se listan en el Cuadro N° 60.

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Cuadro N° 60: Documentos Necesarios para Solicitar Autorización de Generación

N° Requisito exigido

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

2 Pago de TUPA (40% de la UIT)

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

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

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

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• Diagrama Unifilar con la firma y sello del profesional.

6 Resolución aprobatoria del Estudio de Impacto Ambiental (Para potencias instaladas superiores a 20 MW)

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

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

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

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Información técnica con fines estadísticos (potencia instalada de la central, número de unidades de generación, tipo de cada unidad de generación, modelo de cada unidad de generación, consumo específico y tipo de combustible; tratándose de centrales de generación en uso o repotenciadas se presentarán también los registros históricos de operación e información relevante que sustente un adecuado desempeño operativo).

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

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

13 Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia financiera del peticionario o potencial inversionista, tratándose de concesión de generación.

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

Fuente: MEM –TUPA.

Para la solicitud de concesión de generación, además del pago del 50% del TUPA, se exige la presentación de los siguientes documentos:

- Especificación de las servidumbres requeridas. - Certificado de conformidad emitido por el COES, sustentado con un Estudio de

Pre-Operatividad (el cual deberá ser presentado antes de la expedición de la Resolución Suprema de otorgamiento de la concesión definitiva).

El 19 de enero del 2010, el Ministerio de Energía y Minas, mediante la Resolución Suprema N° 002 – 2010 – EM, otorgó a favor de AIPSAA la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la central térmica Paramonga I. Dicha concesión fue otorgada mediante el Contrato de Concesión Definitiva de Generación con Recursos Energéticos Renovables N° 344 – 2009.

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2.4.5 Aspectos Tecnológicos

Características Técnicas y de Interconexión Agro Industrial Paramonga genera energía eléctrica y energía térmica con un subproducto de la caña de azúcar: el bagazo. Estos residuos cuentan con un alto poder calórico que al ser quemados producen energía con menor impacto al medio ambiente. La caldera acuotubular, que funciona con bagazo de la caña de azúcar, produce 115 Tn/h de vapor con una temperatura de 400 °C y 42.5 bara de presión. Este vapor circula por una tubería de Ø12” sch. 80, conectada a una turbina SIEMENS que está ubicada en la casa de máquinas (MEM, 2011b). La turbina entrega vapor de extracción a una temperatura de 126 °C y 2.39 bara de presión, colectada en una tubería de Ø 36” sch.10, que es dirigida hacia la nave de molinos. El flujo de vapor no extraído para el proceso de elaboración de azúcar continuará expandiéndose en la turbina hasta una presión máxima de vacío de 0.16 barra generando la potencia eléctrica adicional.

También cuenta con una estación reductora de vapor que funciona cuando en un momento determinado la turbina deja de entregar vapor. En esta estación se reduce la presión de entrada de 42.24 bar a 1.38 bar, y a la vez se satura el vapor para poder entregarlo al sistema. La subestación eléctrica cuenta con 2 transformadores; el primero es un transformador trifásico de 1 250 kVA de potencia y 13.8/0.480 kV y el segundo es un transformador trifásico para iluminación de 35 kVA 480/230 V. La interconexión con el SEIN se realiza en las barras de 13.8 kV de la Subestación Paramonga de 138/13.8 kV de propiedad de la empresa concesionaria SN POWER (CAHUA).

Disponibilidad del Recurso La oferta de energía y potencia está relacionada con el stock del combustible para la Central de Cogeneración, es decir el bagazo. Antes de la ejecución del proyecto, la Planta de AIPSAA contaba con un excedente de bagazo que justificaba su implementación. Para el año 2009, se tuvo que la producción de bagazo ascendía en promedio a 29 mil Tn/mes, con un promedio de consumo en la caldera para la producción de vapor de 26 mil Tn/mes, generándose así un excedente de bagazo de 3 mil Tn/mes (MEM, 2011b). La producción de bagazo generado como consecuencia del proceso productivo era de 41 Tn/hr, considerando el rendimiento histórico de producción de la caldera CBS de 2.23 toneladas de vapor por tonelada de bagazo. Con esa capacidad de producción de bagazo, se generarían 91.5 toneladas por hora de vapor y a ese mismo régimen, y estimando una extracción de vapor para el proceso de 80 Tn/hr, la potencia en bornes del generador llegaría a 12.6 MW (descontando los servicios

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auxiliares de la central), despachando 6.0 MW para la planta y 6.6 MW para el SEIN. Es decir, se determinó que se podía producir los 36 792 MWh requeridos por la planta y despachar al sistema interconectado 40 471 MWh (MEM, 2011b).

Con la entrada en servicio de la central de cogeneración se incrementó el flujo de vapor en la admisión de la turbina hasta 120 Tn/hr, elevándose el rendimiento con un aumento considerable de la producción de bagazo. Considerando el ratio de producción de vapor señalado y una extracción de vapor de proceso de 80 Tn/hr se puede obtener una potencia de 20 MW (descontando los servicios auxiliares de la central), siendo factible la inyección al SEIN de hasta 14 MW (MEM, 2011b).

2.4.6 Aspectos Económicos

Financiamiento El desarrollo del proyecto, requirió de otras implementaciones como la modernización de la fábrica: instalación de una caldera a bagazo y electrificación del trapiche (cambio de turbinas a vapor por motores eléctricos). Todo esto para hacer viable la disponibilidad de vapor para el proyecto, lo cual se hizo por etapas y recurriendo al sistema financiero nacional. El Banco Interamericano de Finanzas fue la contraparte de AIPSAA en el financiamiento del proyecto. El mecanismo utilizado fue el Leasing. El 93% de la inversión se financió con fondos del BIF, a una tasa de 8% anual y un plazo de seis años para su devolución (AIPSAA, 2011a).

Sostenibilidad Económica El proyecto, se inicia como un proyecto de generación térmica, con tendencia a aplicar a la normativa que regula a la cogeneración, sin embargo, como en la mayoría de proyectos de corte renovable, es la normativa RER la que finalmente es acogida como alternativa a usar para la comercialización de la energía excedente que se generaba. Los beneficios que otorga la normativa RER, como son la prioridad en el despacho, un contrato de suministro por 20 años e ingresos extra por inyección de excedentes de energía al sistema, superan por mucho a los que se pueden obtener al optar por la calificación como central de cogeneración; además, de que para que se dé esta calificación, se requieren superar ciertos requisitos de consumo de calor y producción de energía eléctrica. Los parámetros exigidos por el reglamento de cogeneración se muestran en el Cuadro Nº 61 a continuación.

Cuadro N° 61: Valores Mínimos de Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y

Relación entre Energía Eléctrica y Calor Útil (C).

Tecnología / Combustible REE C = E/V

Motores de combustión interna 0.55 0.60 Turbinas de gas de ciclo combinado 0.55 0.50 Turbinas de gas de ciclo simple 0.55 0.40

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Turbinas de vapor de extracción 0.58 0.30 Turbinas de vapor de contrapresión 0.70 0.5 Biomasa (*) 0.30 - - -

Fuente: Reglamento de Cogeneración.

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

E : Energía eléctrica medida en bornes de alternador, expresada en

MWh.

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

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

Aún cuando la central de cogeneración Paramonga I calificaba para optar por dicho mecanismo, la alta gerencia vio más conveniente optar por participar en la primera subasta RER y ser adjudicado con una porción de la energía ofertada. Este proceder, garantizó en gran manera la sostenibilidad económica del proyecto. Por otro lado, para asegurar la rentabilidad del proyecto, la central de cogeneración Paramonga I ha calificado para aplicar como proyecto MDL, esto y los beneficios otorgados por la adjudicación de la subasta RER, hacen del proyecto sostenible en el tiempo. La aplicación al MDL y los beneficios otorgados por la adjudicación de la subasta RER, hacen del proyecto sostenible en el tiempo.

Tarifas La central de cogeneración Paramonga I, fue uno de los dos proyectos con biomasa que salieron adjudicados en la Primera Subasta de Energías Renovables (febrero del 2010), el precio de la energía que fue ofertada por esta central fue de 52.00 US$/MWh, y es esta misma tarifa la que le es adjudicada por el OSINERGMIN (OSINERGMIN, 2011). Como es el caso para todas las centrales RER, las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada, le son remuneradas a la Tarifa de Adjudicación; en tanto las inyecciones netas de energía en exceso a la Energía Adjudicada se le remuneran al correspondiente Costo Marginal, lo cual de darse el caso puede generarle ingresos adicionales.

2.4.7 Aspectos Sociales Desde sus inicios, AIPSAA ha desempeñado un rol importante en el desarrollo de la comunidad de Paramonga, principalmente por la generación de empleo directo e indirecto que deriva de sus actividades. En noviembre del año 2006, la empresa abrió una ventanilla de relaciones comunitarias, orientada a atender a la comunidad, recibir sus consultas y

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sugerencias para fortalecer la relación entre la empresa y la población. De este modo propicia un espacio de diálogo, participación y transparencia, aspectos claves para lograr el éxito de la responsabilidad social (AIPSAA, 2011c). Así también, la empresa participa activamente en el desarrollo de actividades cívicas y de los comités distritales. Mediante su hoja informativa “Paramonga al día”, brinda información a la población e instituciones de las diversas actividades comunitarias y asuntos ambientales que desarrolla. Como parte del apoyo a la comunidad, mensualmente se realiza la entrega de víveres al comedor infantil Corazón de María de la Parroquia de Paramonga. Así mismo se hace entrega de azúcar a 51 comités de Vaso de Leche de los asentamientos humanos de Paramonga, beneficiando a más de 1000 personas entre niños, ancianos, madres gestantes y lactantes (AIPSAA, 2011c). Con el propósito de mejorar la calidad educativa, AIPSAA desarrolla el programa "Construyendo Escuelas Exitosas", ejecutado a través del Instituto Peruano de Administración de Empresas (IPAE). Este programa permite a los estudiantes, en el transcurso de cinco años, mejorar las habilidades relacionadas con la compresión de lectura, el razonamiento lógico, las capacidades comunicativas, las habilidades sociales y el aprendizaje autónomo. Con una inversión de 1 500 000 nuevos soles, se benefician a 23 instituciones educativas, del ámbito rural y urbano de Paramonga y Pativilca, constituidos por 1 909 alumnos, 87 docentes y 23 directores. Como parte de su contribución a mejorar la calidad de vida de las personas de su área de influencia, AIPSAA desarrolla campañas de salud bucal, realizando diagnósticos y enseñando prácticas pertinentes para la higiene y manutención dental.

Como se puede observar, el proyecto genera recursos adicionales a la empresa en un rubro diferente a los convencionales para una fábrica de azúcar (generación de energía eléctrica), con lo cual se diversifica la producción y asegura la permanencia de la empresa en la zona, brindando estabilidad de trabajo a las 1 400 personas que laboran en las diferentes etapas productivas. Colateralmente, también se genera mayor actividad económica en la zona y destina fondos de inversión en proyectos de bien social. 2.4.8 Aspectos Ambientales Como parte de la contribución al desarrollo sostenible, la compañía Agro Industrial Paramonga S.A.A. efectúa un control de sus aspectos ambientales a fin de que las operaciones se desarrollen sin dejar impactos negativos al ambiente y a las poblaciones de nuestra área de influencia. El proyecto no afecta a los terrenos agrícolas de la zona ni su producción, debido a que el combustible a usar se obtiene como residuo de la actividad productiva. A partir de la puesta en operación de la caldera acuotubular, que usa como combustible exclusivamente bagazo, se ha dado una reducción significativa de la

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contaminación en comparación a la que se daba cuando aún no se implementaba el proyecto y se operaban las dos calderas que consumían petróleo y bagazo para la producción de energía. Este cambio de tecnología contribuye a la mejora de la calidad del aire, fundamentalmente, por la reducción de partículas en las emisiones, lo que a su vez tiene influencia en la reducción de molestias percibidas por la población contigua. AIPSAA también dispone de un programa de monitoreos ambientales que se realizan con el objetivo de recopilar información del comportamiento de las variables que determinan el desempeño ambiental de sus operaciones, a fin de tomar las medidas preventivas, de control y correctivas que sean necesarias. Las variables más importantes que se monitorean son la calidad del aire y las emisiones. Esta tarea es encargada a una consultora especializada y de prestigio, que las realiza de manera trimestral usando cuatro estaciones de monitoreo de alto volumen y mediciones isocinéticas. Los resultados de los análisis ejecutados han demostrado que la implementación de la central de cogeneración con bagazo, ha tenido una repercusión significativa en la mejora de la calidad del aire. Tal es así que actualmente se cumple con los estándares nacionales de calidad ambiental. Para el conocimiento de la población los resultados de estos análisis son publicados en la hoja informativa “Paramonga al día” (AIPSAA, 2011c). A nivel macro, la central Paramonga I, desplazó un porcentaje de la generación eléctrica cara ya que la generación de energía con bagazo presenta un costo menor que el que se daría con el uso de combustibles fósiles. Se espera que el proyecto desplace 85 300 tCO2e por año y un total de 170 600 tCO2e para el primer periodo de acreditación, generando una cantidad equivalente de certificados de emisiones (MINAM, 2011j).

2.4.9 Barreras Encontradas Durante el desarrollo del proyecto hubo cambios en la normativa de cogeneración, lo que retraso la obtención de la concesión de generación con recursos energéticos renovables (RER). Este cambio en la normativa, estuvo referida específicamente en lo que concierne a los valores de Rendimiento Eléctrico Equivalente y relación Energía Eléctrica – Calor Útil, registrados en el Reglamento de Cogeneración. Si bien la cogeneración se remuneraba como una actividad de generación eléctrica, situación que no beneficiaba en gran manera al proyecto, fue la normativa RER la que consigue hacer del proyecto de generación con bagazo, un proyecto rentable. En la actualidad los desarrolladores del proyecto señalan que el estado debe continuar con las licitaciones para promover la generación con recursos energéticos renovables (RER) especialmente dando prioridad a la tecnología que usa biomasa residual industrial, ya que a pesar de su potencial limitado este tiene un volumen de producción bien definido. Por otro lado, consideran que los costos de generación para la tecnología que usa biomasa deben ser nuevamente evaluados, fijando un precio que incluya mayores

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incentivos, esto sustentado en el impacto directo sobre las comunidades aledañas. El obrar de esta manera daría una señal económica que conduciría a ejecutar inversiones más seguras.

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

Gráfico N° 47: Esquema del Proyecto y Disposición del Bagazo

Fuente: AIPSAA.

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

En la presente sección del informe, se recogen las entrevistas realizadas a diversos desarrolladores de proyectos.

Fernando Urquiza Hidroeléctrica Santa Cruz SAC – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr?

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Los objetivos fueron básicamente construir una central que aprovechara el potencial hidráulico existente en la zona que fue determinado al construir la centra Santa Cruz I y aplicar al MDL para hacer el proyecto rentable.

2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? El motivo principal está relacionado con los objetivos antes citados. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto

y cómo pudieron superarse?

Económicas y Financieras Primeramente, el financiamiento de este tipo de proyecto no es muy sencillo, sin embargo esto no constituyó una barrera en sí. Normativas y Regulatorias La normativa tributaria referente a los CERs no está muy clara, no entra en las definiciones de bien o servicio. El servicio de validación de las emisiones desplazadas también está sujeta a impuestos, lo que generan dificultades debido a que la normativa tributaria no es muy clara. La normativa referente a la recuperación anticipada del IGV no está diseñada como para beneficiar a las centrales pequeñas, cuyos periodos de construcción son en muchos casos menores a 2 años.

Tecnológicas En este punto no se identificaron barreras, debido a que la tecnología usada en referencia a las turbinas hidráulicas fue suministrada por GCZ Ingenieros y los equipos electromecánicos fueron adquiridos de proveedores reconocidos en el mercado internacional. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio,

fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? ‐ La normativa RER que otorga una serie de beneficios, entre ellos, la prioridad

en el despacho, obtención rápida de licencias, etc. ‐ Así también, la posibilidad de acceder a CERs. 5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de

financiamiento, tasa de interés y plazo? El proyecto fue implementado vía Leasing, con una participación de capital propio que ascendió al 30% de la inversión, a un periodo de 10 años y una tasa de descuento menor a 10%. Todo esto se hizo mediante la banca local.

6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? Sí, en cuanto a que los objetivos inicialmente trazados se están logrando; sin embargo, para determinar cabalmente si el proyecto ha sido exitoso se requieren un par de periodos, para ese entonces ya se habrán cobrado los CERs, los cuales son muy importantes para el proyecto. 7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar?

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‐ Se necesita una buena relación con la comunidad, aplicar al MDL y que este debe ser viable en cuestión de costos.

‐ El proyecto ya está siendo replicado con la implementación de las centrales Huasahuasi I y II.

8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el

desarrollo del proyecto? ‐ Las buenas relaciones con la comunidad. ‐ La capacidad técnica de los desarrolladores del proyecto: GCZ Ingenieros. 9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su

área de influencia? ‐ Se ha llegado a tener un buen trato con la comunidad local, ayudando a

implementar obras identificadas como viables y de beneficio para la comunidad.

‐ Se ha construido una piscigranja para generar ingresos económicos y contribuir al aprovechamiento de los recursos biológicos del lugar.

10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con

contratos de suministro a clientes particulares? Solo inyecta energía el SEIN. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para

promover proyectos como el que se implementó? ‐ Debe revisar lo concerniente al precio monómico, debido a que en la

normativa RER se habla de que la energía se liquida a costo marginal, mientras que el pago por potencia sirve como una garantía anticipada, lo cual puede llegar a contradecir la definición del precio monómico.

‐ Debe revisar la normativa referente a la recuperación anticipada del IGV, dado que este no beneficia a las centrales pequeñas; así mismo, el proceso para la obtención de este debería ser más sencillo y expeditivo.

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Efraín Salas Valverde Agro Industrial Paramonga S.A.A. – Gerente de Proyectos 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? Tener una central de cogeneración que permita generar 150 000 MWh por año de energía, entregar el vapor suficiente para la elaboración de azúcar y utilizar todo el bagazo y residuos de la cosecha de caña de azúcar como combustible. 2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? El propósito original del proyecto es ser autosuficientes en la generación de energía eléctrica, tener excedentes de electricidad para comercializarlos en el mercado eléctrico nacional. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto


Económicas y Financieras La implementación del proyecto requirió de otras implementaciones como la modernización de la fábrica: Instalación de una caldera a bagazo para la fábrica, electrificación del trapiche (cambio de turbinas a vapor por motores eléctricos) para hacer viable la disponibilidad de vapor para el proyecto, lo cual se hizo por etapas y recurriendo al sistema financiero nacional.

Normativas y Regulatorias Durante el desarrollo del proyecto hubo cambios en la normativa de cogeneración que retraso la obtención de la concesión de generación con recursos energéticos renovables (RER). La cogeneración se remuneraba como una actividad de generación eléctrica lo cual fue mejorada con la concesión RER. Tecnológicas Adaptación al cambio, se debía reemplazar en la fábrica muchos equipos con tecnología de hace 50 años, para usar tecnologías de punta vigentes al comenzar el siglo XXI. Otras barreras (especificar) En el país no hay experiencia de empresas de consultorías para desarrollar proyectos de este tipo, específicamente con el uso de biomasa como combustible para la generación de vapor. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio,

fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? En el transcurso del desarrollo del proyecto apareció el marco normativo para la generación RER que la promueve vía incentivos, para el proyecto mejorará el retorno de la inversión.

5. ¿Qué porcentaje de la inversión se financió y cuál fue su fuente de

financiamiento, tasa de interés y plazo?

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El 93% de la inversión se financió con fondos del sistema bancario nacional, a una tasa de 8% anual y un plazo de seis años para su devolución. 6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? El proyecto está cumpliendo con sus objetivos iníciales, encontrándose en proceso para alcanzar los niveles de generación previstos.

7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? El proyecto está siendo replicado en otras empresas agro industriales que elaboran azúcar o alcohol de caña. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el

desarrollo del proyecto? El proyecto se sustenta básicamente en el uso de tecnologías modernas que son más eficientes y permiten aprovechar una energía calorífica que se perdía al medio ambiente, y en mejorar la eficiencia de los procesos de la fábrica, en resumen ser más competitivo. 9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su

área de influencia? El proyecto genera recursos adicionales a la empresa en un rubro diferente a los convencionales para una fábrica de azúcar, con lo cual se diversifica para asegurar la permanencia de la empresa en la zona, dando trabajo a 1 400 personas y colateralmente genera mayor actividad económica en la zona. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con

contratos de suministro a clientes particulares? Por el momento el proyecto está entregando toda su energía al SEIN, no se tiene contrato de suministro con clientes particulares. 11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para

promover proyectos como el que se implementó? ‐ Continuar con las licitaciones para promover la generación con recursos

energéticos renovables (RER) especialmente para la tecnología con biomasa ampliando el volumen a cubrir.

‐ Por otro consideramos que se debe evaluar los costos de generación para la tecnología que usa biomasa y fijar el precio que incluya los incentivos con lo cual se daría una señal económica que conduzca a hacer inversiones más seguras sin tener que someterlos a licitaciones.

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Leí Siucho Javier Generadora de Energía del Perú S.A – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? ‐ En primer lugar fue desarrollar un proyecto que sirviera como piloto, muy

completo en lo que se refiere a la constitución de una central hidroeléctrica, pues consta de una línea de transmisión, conducción abierta, conducción cerrada (túnel), captación, canal y otras obras que se han desarrollado sin afectar a los usuarios aguas abajo.

‐ El segundo objetivo fue el aprovechamiento de la energía hidráulica disponible desde hace 70 años atrás, contribuyendo de esta manera con el desarrollo de un proyecto con energía limpia, competitiva, económica y de inversión significativa.

‐ Por último, se buscó logar la eficiencia de generación estimada en los estudios de factibilidad.

2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? Inicialmente la rentabilidad que ofrecían las tarifas de energía por la creciente demanda y la existencia de un requerimiento de oferta en el mercado eléctrico, en otras palabras se apostó por la demanda. La empresa fue una de las pocas que apostó por un proyecto de este tipo, pues la coyuntura existente favorecía a la generación convencional con combustible fósil, específicamente el gas natural. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto

y cómo pudieron superarse? Económicas y Financieras En el campo financiero la banca local y extranjera es muy exigente con los estudios de aprovechamiento hidráulico y la calidad de la ingeniería del proyecto, en el sentido de que se garantice la generación estimada. Otra barrera que se presentó en su oportunidad fueron los costos volátiles de los materiales para la construcción del proyecto y la falta de oferta de los proveedores de equipos, no solo a nivel nacional sino también en el extranjero. Normativas y Regulatorias En lo normativo se encontró que existía y sigue existiendo una falta de claridad de las competencias de los ministerios en lo que respecta al aprovechamiento de recursos multisectoriales como el uso del agua, tema que debe tratarse ante el Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Agricultura, lo que en muchos casos causa retrasos en el proyecto. Otra barrera no menos importante fue que durante la operación del proyecto, se cambió la normativa que fijaba el costo marginal basado en la generación con combustible diesel al costo marginal de generación con gas natural, lo que afectó fuertemente el retorno de la inversión del proyecto y su flujo de caja económico.

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Tecnológicas En lo tecnológico una barrera fue la carencia de proveedores locales de equipos que cuenten con la experiencia y capacidad suficiente para brindar garantías. Así también se observó que hay restricciones en cuanto a la procedencia de la manufactura de los equipos. Otras (especificar) Pero quizás la barrera más fuerte sea la de orden social. Con esto nos referimos a la falta de conocimiento de la población que en algunos casos es utilizada para solicitar beneficios que no siempre están en la competencia de la empresa privada sino del Estado. Sumado a ello se puede encontrar la falta de apoyo y ausencia de autoridad de las entidades estatales ante dificultades causadas por la falta de información y el accionar de grupos dirigenciales que con pleno conocimiento controlan a la población, con la finalidad de obtener beneficio personal mediante negociaciones clandestinas. 4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio,

fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? Inicialmente las tarifas de energía y la estabilidad del marco normativo y jurídico. Posteriormente, durante la operación del proyecto es la modalidad de subastas de energía renovables la que se encarga de devolverle rentabilidad al proyecto.


financiamiento, tasa de interés y plazo? El 70% de la inversión en el proyecto lo conformó capital propio de la empresa, el 30% restante se financió a través de la banca local a una tasa de aproximadamente 8% y a 7 años.

6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? Sí. Por tres aspectos: ‐ Primero, se consiguió llegar a los niveles de generación estimados en los

estudios realizados. ‐ La normativa RER contribuyó a impulsar la rentabilidad del proyecto. ‐ Por último, se obtuvo una experiencia valiosa en cuestión de proyectos de

aprovechamiento hidráulico.

7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? Que los estudios de ingeniería del proyecto, en lo que conciernen al recurso a ser aprovechado, sean encargados a empresas con experiencia, que hagan un análisis detallado y minucioso a nivel técnico de tal manera que se reduzca el riesgo financiero. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el

desarrollo del proyecto? ‐ La información abundante que se tenía de la disponibilidad del recurso que

era bien conocido y estudiado. ‐ El aspecto comercial del mercado eléctrico. ‐ Las facilidades con las que contaba el proyecto debido a la existencia de

infraestructura vial, eléctrica, hidráulica, etc.

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9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su

área de influencia? ‐ Beneficia al municipio local mediante el canon energético. ‐ Los ingresos económicos recibidos por los bonos producto de la certificación

de ahorro de emisiones, se canalizan para beneficiar a los egresados de secundaria de los colegios locales.

‐ Brinda oportunidad de desarrollo agroindustrial y seguridad de abastecimiento energético.

‐ Así también se aplica la ley de promoción de obras por impuestos. ‐ Se ha generado una reducción del costo de mantenimiento del tramo de la

obra hidráulica existente que es aprovechada por el proyecto, pues este es ahora parte del presupuesto de la empresa de generación.

‐ También se ha producido una mejora de lugares potencialmente vulnerables de la infraestructura antigua.

‐ Existe la posibilidad de respuesta rápida en caso de colapso de la obra de canalización hidráulica, lo cual refuerza a la capacidad de respuesta del estado.

También está abierta la posibilidad de contribuir voluntariamente con la infraestructura local. 10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con

contratos de suministro a clientes particulares? El proyecto solo inyecta energía la SEIN.

11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para

promover proyectos como el que se implementó? ‐ Primero, mejorar la normativa en lo que se refiere al derecho de Concesión

Temporal, evaluando con mayor criterio la solidez financiera y el compromiso de los concesionarios actuales a desarrollar un proyecto, de lo contrario esto se puede prestar a especulaciones.

‐ La concesión temporal debería ser exclusiva mientras dure y con compromisos, garantizando la concurrencia del proyecto.

‐ Diferenciar los requisitos exigidos que se deben presentar para optar por una concesión temporal, en base a cada tecnología de generación limpia en particular.

‐ Se debería mejorar el aspecto de intervención del Estado cuando se generan problemas sociales, haciendo primar el proyecto cuando es de interés público.

‐ Deberían delimitarse bien las atribuciones y competencias interinstitucionales en lo que refiere al aprovechamiento de recursos, evitando la superposición de funciones, vacíos normativos y por consiguiente demoras a los proyectos.

‐ La normativa debería ser más flexible en los tiempos de atención de los expedientes, que en muchos casos han generado retrasos y problemas de vencimiento de plazos financieros y contratos con el estado y terceros.

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Coronado Lara Juan Teodoro Energía Eólica S.A. – Gerente General 1. ¿Cuáles fueron los objetivos a lograr? Ser pioneros en la introducción de la tecnología de generación con energía eólica, contribuyendo así con la diversificación de la matriz energética.

2. ¿Cuál fue el motivo principal para implementar el proyecto? Participar en el sector eléctrico con un proyecto rentable y sostenible. 3. ¿Cuáles fueron las barreras a las que se enfrentó en el desarrollo del proyecto


Económicas y Financieras En el campo financiero, la incertidumbre del recurso y desconocimiento de las bondades de la tecnología generaron desconfianza y causaron el encarecimiento de las garantías y cobertura de riesgos. Normativas y Regulatorias Durante la fase en que el proyecto participó en la subasta RER, la normativa aún no tenía clara la aplicabilidad de algunas condiciones, específicamente en lo que se refiere al Factor de Corrección que se aplica como penalidad al generador RER, cuando este no cumple con suministrar una parte de la Energía Adjudicada, lo cual se traduce en una doble penalidad, que debido a la incertidumbre de los recursos renovables puede causar un grave daño a la rentabilidad de los proyectos RER. Tecnológicas En el aspecto tecnológico, se puede observar que hay una necesidad de adaptación del SEIN a la entrada de las centrales de generación con fuentes renovables, observándose deficiencias de infraestructura (transmisión), control (mejora de los sistemas de información) y capacitación (desconocimiento de la tecnología). Otras (especificar) Otra barrera que se encontró, fue la existencia de excesivos trámites institucionales que causan retrasos en los compromisos contraídos por el proyecto, esto se evidencia en la falta de un procedimiento específico por tipo de generación, que garantice que los tiempos de revisión de los documentos o excedan un plazo razonable. Al respecto, debería agilizarse más lo concerniente a los temas ambientales y arqueológicos, que en la mayoría de casos que involucran esta tecnología no tienen mayor relevancia.

4. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo-regulatorio,

fueron determinantes para la toma de decisión de desarrollar del proyecto? El aspecto fundamental fue la firma de contratos a largo plazo a una tarifa fija, lo cual garantiza en cierto modo la rentabilidad del proyecto y el retorno de la inversión.

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financiamiento, tasa de interés y plazo? ‐ Dado que el proyecto aún está en implementación, la inversión propia se

estima en un 20 a 25%, una parte de lo restante se ha financiado mediante una entidad bancaria nacional y la otra mediante la banca internacional.

‐ La información sobre la tasa de interés y el plazo de financiamiento es información confidencial.

6. ¿Calificaría de exitoso el proyecto y por qué? ‐ Sí. En el aspecto de lograr el objetivo principal, que fue el de introducir el uso

de la energía eólica para generación de energía. ‐ Debido a que aún el proyecto no está en operación, se espera que también sea

un éxito en lo que respecta a logar los niveles de generación proyectados.

7. ¿Qué cree usted que se necesita para replicar dicho proyecto en otro lugar? Se necesita ajustar la normativa existente a cada proyecto según la tecnología de generación, sea eólica, solar, geotérmica, etc. 8. ¿Cuál o cuáles considera usted que fueron los aspectos estratégicos para el

desarrollo del proyecto? ‐ Primeramente la existencia de un recurso abundante con excelente calidad en

lo que respecta a energía potencial, con unas 3500 a 4000 horas equivalentes al año.

‐ En segundo lugar, la capacidad de los especialistas que involucrados el proyecto.

9. ¿Cómo cree usted que el proyecto está beneficiando a la comunidad de su

área de influencia? ‐ Primero, el terreno en el cual se está desarrollando el proyecto se está

alquilando a la comunidad local, lo cual les garantiza un ingreso económico sostenido durante todo el periodo de concesión del proyecto.

‐ Al ser una de las primeras plantas de gran capacidad en Sudamérica, se van a generar negocios relacionados con el turismo que atraerá la central de generación.

‐ Se ofrece empleo a la población local que posea mano de obra calificada para el mantenimiento de la infraestructura existente.

10. ¿El proyecto inyecta energía al SEIN solamente o también cuenta con

contratos de suministro a clientes particulares? Si el proyecto inyecta energía al SEIN.

11. ¿Qué considera usted que debería hacer el gobierno y sus estamentos para

promover proyectos como el que se implementó? Fundamentalmente revisar lo concerniente al Factor de Corrección aplicable cuando un generador RER no cumple con entregar la totalidad de la energía adjudicada, dado que este castiga doblemente a la empresa generadora.

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

Proyecto Nombre Objetivo principal a lograr Barreras más importante

Aspecto positivo de la normativa y marco

regulatorio

Necesario para replicar el proyecto

Cómo beneficia a su comunidad

Que debe hacer el gobierno

C.H. La Joya. Javier Lei Suicho

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

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

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

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

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

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

C.T. Paramonga I

Efraín Salas Valverde

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

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

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

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

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

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

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Proyecto Nombre Objetivo principal a lograr Barreras más importante

Aspecto positivo de la normativa y marco

regulatorio

Necesario para replicar el proyecto

Cómo beneficia a su comunidad

Que debe hacer el gobierno

C.E. Talara Juan

Coronado Lara

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

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

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

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

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

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

C.H. Santa Cruz II.

Fernando Urquiza

Construir una central hidroeléctrica, generar energía y aplicar al MDL.

No está claro en la normativa tributaria, cómo se califica a los CERs, pues no calza en las definiciones de bien o servicio.

La normativa RER que prioriza el despacho y garantiza los ingresos.

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

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

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


2.6 Declaraciones de Representantes del Gobierno sobre Proyectos con Energía Renovables

En esta sección se recogen los comentarios, obtenidos de las entrevistas realizadas al Director General de Electricidad y al Director del proyecto FONER del Ministerio de Energía y Minas, con referencia al desarrollo de las energías renovables en nuestro país. Ingeniero Ismael Aragón Castro. Director General de Electricidad – Ministerio de Energía y Minas. ¿Qué iniciativas ha tomado o está tomando el gobierno para promover las energías renovables? Como mecanismo promotor, se han promulgado Ley de Promoción de Inversión de Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables (D.L. N° 1002) y su Reglamento (D.S. Nº 050-2008-EM), y como mecanismo ejecutor, las subastas. ¿Cree usted que últimamente se está dando mayor importancia a la inclusión de fuentes renovables en nuestra matriz energética? ¿Cuál cree usted que se la causa? Desde un punto de vista conceptual sí, por su gran potencial y por ser una fuente de aprovisionamiento energético limpia. Sin embargo, desde el punto de vista económico, hay cierta resistencia a incorporarlas en mayor grado, debido a su influencia negativa sobre las tarifas de energía.

Según su apreciación, ¿Cuáles son las barreras que se presentan en el desarrollo de proyectos basados en fuentes renovables? Una de las barreras principales en lo que concierne a financiamiento podría ser el que los inversionistas nacionales no cuentan con respaldo financiero, por lo cual tienen que recurrir a empresas grandes de capital extranjero y asociarse con estas para ejecutar proyectos. Otra barrera son los requisitos que demandan las entidades financieras locales para conceder créditos. Sin embargo, el panorama actual muestra una mayor apertura de la banca financiera en lo que refiere a atención de proyectos energéticos. Podemos decir que no existen barreras normativas, pero sí puede considerarse una barrera regulatoria a la capacidad limitada de penetración que se le permiten a las tecnologías de generación con fuentes renovables dentro de las subasta, esto se sustenta por su impacto dentro del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Sobre las barreras o limitaciones tecnológicas, la geotérmica es la que presenta más dificultades, debido a que aún no se han desarrollado bien las exploraciones en lo que respecta a perforaciones para determinar con certeza el recurso, lo cual es básico para el desarrollo del proyecto. Por otro lado, la tecnología que se basa en el aprovechamiento de los residuos sólidos urbanos (basura), presenta un marco no muy claro para ser desarrollada. Sumado a esto, la disponibilidad del recurso (potencial energético de la basura)


no está bien definido por cuanto no existen programas de clasificación de residuos para su cabal aprovechamiento en la generación de energía. Lo que sí se puede decir con certeza es que la tecnología eólica presenta un limitante definido por la capacidad de nuestro Sistema Interconectado para incorporarlo sin provocar distorsiones debidas a las variabilidad e incertidumbre del recurso. Quizás la berrera más fuerte la constituye los requerimientos estipulados dentro de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA), para los cuales aún no se tiene un procedimiento muy detallado y por lo tanto generan retrasos en respuestas. ¿Qué aspectos positivos o promotores, del marco normativo – regulatorio, cree usted que fueron determinantes para fomentar la inversión en proyectos con fuentes renovables? El marco legal fue lo más importante. Dentro de este, los dos aspectos clave fueron el garantizar los ingresos a los inversionistas y firmar contratos a largo plazo. En el caso de la geotermia, fue el Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (D.S. Nº 019-2010-EM), el cual dio impulso a las inversiones para determinar el potencial de dichas fuentes, ya que se desagregaron los proyectos exploratorios en dos: un trabajo de campo de análisis previo, en donde el inversionista puede retirar sus fianzas por el proyecto si no lo encontraba viable; y un trabajo de exploración en donde la inversión contemplaba perforaciones. ¿Calificaría de exitoso el uso de subastas como mecanismos de promoción de la inversión en generación con fuentes renovables? ¿Por qué? Sí. Y esto se puede comprobar en el hecho que las ofertas han excedido las expectativas que se tenían, pese a que en la segunda subasta las tarifas de adjudicación estuvieron por debajo de las esperadas por los postores. Sin embargo, creo que se podría mejorar el precio ofertado si se implementara un mecanismo de subasta electrónica como se adoptó en Brasil.

Según su apreciación, ¿Cuál es la tecnología renovable que debiera ser desarrollada más exhaustivamente en nuestro país? ¿Por qué? La geotermia, debido a que tiene uno de los más bajos costos de producción, un factor de planta elevado y porque la producción de energía no está condicionada a la variabilidad del recurso como sucede con las tecnologías eólica o solar. Otra tecnología que también promete es la basada en residuos sólidos agroindustriales, fundamentalmente el bagazo de caña que se aprovecha para generar energía y calor en los ingenios azucareros, aunque no hay plantaciones energéticas suficientes como para generar una gran oferta. ¿Qué tecnología de generación con fuentes renovables considera usted que será difícil de desarrollar en nuestro país y porqué?


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

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


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


2.7 Lecciones Aprendidas Como resultado del análisis de los proyectos y las entrevistas realizadas, se ha encontrado que existen algunos factores importantes que han contribuido a garantizar el éxito de los proyectos, pero aún quedan aspectos a ser discutidos y mejorados, como se describen a continuación. El éxito de los proyectos desarrollados depende en gran medida de una adecuada evaluación del recurso, así como de la calidad de los estudios y de la ingeniería de cada proyecto. Por ello es de gran importancia que los estudios sean llevados a cabo por empresas consultoras calificadas con vasta experiencia.

Respecto a la información de la disponibilidad del recurso a ser aprovechado y la ingeniería desarrollada, es fundamental que los proyectistas tomen en cuenta que durante la etapa de financiamiento, estos aspectos serán exhaustivamente revisados por las entidades bancarias.

Las medidas tomadas por el Estado para que se disponga de un marco regulatorio que involucra las tecnologías renovables, da facilidades para completar los permisos y autorizaciones, y establece la aplicación de incentivos económicos que aseguren los ingresos para la recuperación de las inversiones, son también factores que han contribuido en gran manera en promover la inversión en proyectos con fuentes renovables y a hacerlos rentables. Otro aspecto que determina que un proyecto llegue a los ratios de rentabilidad esperados es la estabilidad de la reglas de juego. Por ejemplo, en el caso de la central de cogeneración Paramonga I, los cambios en la normativa de cogeneración significaron algunos inconvenientes que luego fueron salvados al acogerse a la normativa RER.

Las buenas relaciones con el entorno social son fundamentales para que el proyecto pueda darse, especialmente cuando el proyecto involucra el uso de recursos que también son aprovechados por las comunidades de la zona. En este caso, es recomendable que el Estado, a través del Ministerio de Energía y Minas, incremente su participación y apoyo. La presencia de autoridad de las entidades estatales es de suma importancia, ya que estas pueden prevenir dificultades causadas por la falta de información de la población. Tal es el caso que se ha podido observar en el desarrollo de las actividades para implementar el proyecto C.H. La Joya y el de la mayoría de proyectos hidroeléctricos. Al respecto, cabe señalar que mientras más grande sea el proyecto hidroeléctrico, y si involucra el embalsamiento del recurso hídrico, mayores serán las inquietudes de la población sobre sus beneficios. Los acuerdos de beneficio mutuo con las comunidades comprendidas en el área del proyecto constituyen un buen mecanismo para su aceptación y para superar dificultades sociales. Los casos de C.H. La Joya, C.H. Santa Cruz II y la central de cogeneración Paramonga I, son ejemplos de que el establecimiento de compromisos para la ejecución de obras de bien social ha contribuido a la implementación exitosa del proyecto.


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


2.8 Conclusiones Como consecuencia del desarrollo del presente estudio, podemos llegar a las siguientes conclusiones: ‐ El sector privado está invirtiendo con mayor interés en la implementación de

proyectos de energías renovables, debido a la claridad de las reglas de juego establecidas por el Estado.

‐ Los proyectos materia de estudio se han dirigido hacia la adjudicación de un

porcentaje de la demanda aprovechando la normativa RER a través de la participación en las “subastas” de energías renovables. Los desarrolladores reconocen además, que esta normativa es un instrumento eficaz de promoción de las inversiones, sin embargo señalan que hay aspectos que aún deben mejorarse.

‐ Las entidades encargadas de brindar financiamiento, por cuestiones de riesgo y

garantía, tienden a financiar solo una parte del capital cuando el desarrollador del proyecto es un inversor pequeño.

‐ Los proyectos analizados viene cumpliendo sus objetivos en lo que concierne al

compromiso entablado con el estado de cubrir una parte de la demanda que le fue adjudicada en la Primera Subasta de Energías Renovables.

‐ Los proyectos vienen entregando energía solamente al SEIN. No poseen

contratos con otros clientes para suministrarles energía eléctrica, debido a que prefieren cumplir primero con el compromiso contraído en las subastas.

‐ Por hacer uso de los recursos locales, prácticamente todos los proyectos están

sujetos a coordinación con la población local para examinar los beneficios e impactos ambientales que se puedan dar.

‐ Los proyectos mostrados en el presente informe están siendo replicados por otras empresas y existe un ánimo de colaboración en cuanto a brindar información entre las empresas que ya cuentan con proyectos bien desarrollados y las que tienen proyectos en vías de implementación.

Finalmente, los factores que determinan el éxito de los proyectos y su replicabilidad son los siguientes: ‐ Un marco normativo claro, estable y que promueve la generación de energía con

fuentes renovables.

‐ La realización de un análisis detallado y minucioso a nivel técnico del recurso, así como la de la ingeniería requerida para la implementación del proyecto.

‐ El poner a disposición de las comunidades ubicadas dentro del área de influencia del proyecto toda la información necesaria para mantener unas buenas relaciones.


‐ Acuerdos mutuos entre los desarrolladores de proyectos y la comunidad, de tal manera que el proyecto lleve beneficios adicionales que contribuyan al desarrollo de la zona.

‐ Aprovechar la reducción de emisiones para aplicar al MDL de tal manera que se

aseguren ingresos extra al proyecto y esto redunde en la mejora de la rentabilidad de este.


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ANEXOS:


Anexo Nº 1: Ficha del País


Anexo N° 2: Información de tarifas

Unidad Cifra Año Fuente de informaciónkm² 1 285 215,6 2009 Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI)

En zonas rurales Mpp 7.7 2009En zonas urbanas Mpp 21.4 2009Total Mpp 29.2 2009

US$ 95,977,371,884 2009 MEM - BNE: Valores a Precios Constantes de 1990En zonas rurales % 56.0% 2009En zonas urbanas % 97.0% 2009En el país % 84.0% 2009Combustible total suministrado para generación de electricidad: GWh/a 60,692

Combustibles fósiles GWh/a 33,664 2009 Gráfico N° 58 BNE 2009Fuentes renovables GWh/a 27,028 2009 Gráfico N° 58 BNE 2009Intercambio internacional de electricidad (Exportación) GWh/a -63 2009 Pg 92 Anuario Estadístico del COES 2009 (noviembre, diciembre)

Total de energía generada: GWh/a 32,945 2009 Estadistica Eléctrica 2009 32 945Generación convencional GWh/a 13,040 2009Generación con fuentes renovables GWh/a 19,905 2009

Consumo final total de energía GWh/a 29,110 2009 Cuadro N° 10.12 : Consumo de energía electrica (Anuario Estadístico MEM, 2009)Combustible total suministrado para generación de calor:

Combustibles fósiles GWh/a 157,353 2009Fuentes renovables GWh/a 28,531 2009

Generación total de calorGeneración convencional GWh/a 110,709 2009Generación con fuentes renovables GWh/a 27,778 2009

Consumo final total de energía GWh/a 138,487 2009Emisiones totales de CO2 Mt CO2/a 26,976,700 2009 Punto 7.1 Emisiones de Dióxido de carbono (BNE 2009)Emisiones evitadas por las energías renovables Mt CO2/a 2 905 890 2010 FONAM, actualmente maneja 34 proyectos que producirán un ahorro de emisiones de 2905890Inversión pública en plantas de generación: 88,849,000

Generación convencional US$/a 25 114 2010 Dirección General de Electricidad - MEMGeneración con fuentes renovables US$/a 0 2010 Dirección General de Electricidad . MEM

Inversión privada en plantas de generación: 359,534,000Generación convencional US$/a 533 520 000 2010 Dirección General de Electricidad - MEMGeneración con fuentes renovables US$/a 861 520 000 2010 - 2011 Dirección General de Electricidad - MEM

Inversión pública en (I&D):Generación convencional US$/a NDI 2011Generación con fuentes renovables US$/a NDI 2011

Inversión privada en (I&D):Generación convencional US$/a NDI 2011Generación con fuentes renovables US$/a NDI 2011

NDI:InformaciónNoDisponible

ANEXONº1

Boletín Especial N° 19: Perú: Estimaciones y Proyecciones de Población Urbana y Rural por Sexo y Edades Quinquenales, Según Departamento, 2000 - 2015 (INEI)

Balance de calor

ParámetroSuperficie

Población

Producto Bruto Interno (PBI)

Grado de electrificación

Emisiones de CO2

Inversión en generación

Inversión en investigación y desarrollo (I&D)

Balance de electricidad

Según la Encuesta Nacional de Hogares de 2009 (ENAHO)

Anuario Estadístico MEM 2009 (Cuadro 3.5.2.1.). Se han considerado renovables las hidráulicas existentes

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

Calculado a partir del Cuadro N° 10 del BNE 2009 (Consumo Final de Energía por Fuentes)

TJPetróleo 351641Gas 190607Leña 80149

Urbana Rural Carbón 238660 1990 13379811 8384704 13380 8385 BostaYaretaBagazo 224993 1993 14654182 8418968 14654 84195 1995 15514678 8411622 15515 8412 TOTALCALOR 66876210 2000 17687119 8296469 17687 8296 Fósiles 56611415 2005 19782408 8028132 19782 8028 Renovables 10264817 2007 20594600 7887301 20595 788720 2010 21805837 7656096 21806 7656 ENERGIAELECTRICA 32367 GWh25 2015 23893654 7257989 23894 725830 2020 25993220 6831138 25993 683135 2025 28037517 6374876 28038 6375

19 214297747

EnergíatotalSEIN 29807.3 GWhHidro 18752 62.91%Gasnatural 9267 31.09% PCIBagazo 7533 kJ/kg

Carbón 930 3.12% CombusQble 106kgD2‐Residual 858 2.88% Noconvencional 2 GWhOtros 3 0.01%

TJ GWhCombusQble 218353 60692

Fosil 121114 33664Renovables 97239 27028

Hidro 89523Gas 89048P.Industrial 13721Carbón 10810

INVERSIONES1 DieselD2 7535 GWhPrivado Estatal Bagazo 7716 2145

Generaciónconvencional 359534000 88849000(US$) GWh

Noconvencional Factordetransf. 13% 278.8

INVERSIONES2CONVENCIONAL TOTALEE 32949 GWhTipo (US$) Privado Estatalp ElectricidadAndina 365.29 1449940000 0p ElPlatanal 200p Cheves 160.44p Macusani 145.69p EGECUSCO 136.4p Quitaracsa 108.65p H.delMarañon 78p EMGHUANZA 56.2p PeruanadeEnergía 54.89p CementosLima 128p CORMIPESA 3p AguasyEnergíaPerú 13.38

Fuente:Documentopromotor2009

Noconvencional(US$) Privado Estatal

Pizarras 21000000 58660000Joya 9570000NaranjosII 10800000SantCruzII 9100000Yanapampa 3930000NuevoImperial 4260000

Fuente:Documentopromotor2009

y=‐0.3129x2+429.34x+13384R²=0.99998

y=‐9E‐05x5+0.0077x4‐0.1684x3‐1.6475x2+17.482x+8384.5R²=0.99998

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Series1

Series2

Poly.(Series1)

Poly.(Series2)

29110 GWh

ProducciónEE Hidro Térmica Eólica BagazoMercadoeléctrico 19419.22 11501.45 1.23 COESUsoPropio 484.55 1538.28 0

Convencional 13040Renovables 19905

TOTAL 32945 Ok

ConsumototaldeEE

ANEXO 2

INVERSIONES EN ELECTRICIDAD Y TARIFAS ELÉCTRICAS

INVERSIONES EN ELECTRICIDAD

Las inversiones en el sector eléctrico peruano durante el año 2010 han sido de 1 368

Millones US$, de los cuales 223 Millones de US$ se destinaron a la electrificación rural

ejecutada principalmente por el Estado, la diferencia corresponde a inversiones en las

actividades de generación (96% privada y 4% estatal), transmisión (100% privada) y

distribución (45% privada y 55% estatal). Dicha información se presenta en el siguiente

cuadro.

Con relación a las inversiones en generación de electricidad en base a RER, como

resultado de la primera Subasta RER se prevé inversiones hasta el 2012 por un monto

total de 862 Millones US$, de los cuales 268 corresponden a 18 pequeñas

hidroeléctricas, 279 a 03 centrales eólicas, 260 a 04 centrales solar fotovoltaica, y la

diferencia a 02 centrales de generación con biomasa. Ello se sintetiza en el siguiente

cuadro.

TARIFAS ELÉCTRICAS

Las tarifas que se aplican en el país para el sector residencial son mayores que las tarifas

aplicadas en el sector comercial y en sector industrial, ello se relaciona con el nivel de

tensión de suministro, como se puede apreciar en el cuadro siguiente.

PRECIOS ADJUDICADOS PARA ENERGÍAS RENOVABLES

Los precios de generación adjudicados para las energías renovables son mayores que la

tarifa a nivel de generación en el SEIN.

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Perú- Productos I y II · La lista de participantes a esta reunión incluye: ... a la recuperación anticipada del IGV no beneficia a las centrales pequeñas, debido