MATRIZ ENERGÉTICA EN EL PERÚ Y

CONTRIBUCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

Matriz energética en el perú: combustibles fósiles (Elaborado por: Carlos Herrera Descalzi)

Contribución de las energías renovables en la matriz energética del Perú. (Elaborado por: Alfredo Novoa Peña)

Aprovechamiento descentralizado de fuentes renovables de energía. (Elaborado por: Manfred Horn Mutschler)

[Documento en borrador]

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CONTENIDO

MATRIZ ENERGÉTICA EN EL PERÚ: COMBUSTIBLES FÓSILES .......................................... 4

Resumen................................................................................................................................ 4

Temas específicos:................................................................................................................. 5

1. Cambio de la matriz energética propuesta por el MEM........................................... 5

2. Extensión y fortalecimiento del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN). . 9

3. El mercado del gas natural para el consumo interno y exportación....................... 19

4. Estructura de los precios y tributación de los combustibles................................... 30

5. Efecto de la crisis económica internacional en los precios internacionales y locales de combustibles. .............................................................................................................. 39

6. Importancia de la calidad de los combustibles, para el mejoramiento de la calidad del aire y la posibilidad de tener mejor parque automotor. ............................................... 41

7. Energía nuclear como opción posible o no............................................................ 43

8. El potencial hidroeléctrico y los desarrollos en la amazonia.................................. 45

CONTRIBUCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ........................................................................................................................................ 49

Resumen: ............................................................................................................................. 49

Temas específicos:............................................................................................................... 50

1. Uso de las energías renovables para la generación eléctrica conectada a la red. 50

2. Capacidad del sistema de generación, transmisión y distribución......................... 53

3. Potencial, ventajas y desventajas de los biocombustibles en el país. ................... 55

4. Futura matriz energética incorporando fuentes renovables................................... 56

5. Ciencia, Ingeniería y Tecnología ........................................................................... 58

6. Desarrollo de empresas de bienes de capital y servicios nacionales en el sector de las energías renovables. .................................................................................................. 59

7. Desafíos y Tareas pendientes............................................................................... 59

Bibliografía ........................................................................................................................... 63

APROVECHAMIENTO DESCENTRALIZADO DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA. . 64

Marco referencial.................................................................................................................. 64

Temas específicos................................................................................................................ 66

1. La biomasa tradicional en la matriz energética actual ........................................... 66

2. Uso de la energía solar térmica: urbano y rural..................................................... 68

3. Arquitectura bioclimática: urbano y rural. .............................................................. 68

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4. Uso de energías renovables para la generación eléctrica aislada de la red. ......... 70

5. Subsidios existentes o necesarios para la electrificación rural. ............................. 72

6. Uso de residuos sólidos y líquidos para la producción de energía. ....................... 72

Conclusiones y propuestas generales .................................................................................. 73

Bibliografía ........................................................................................................................... 74

(La fundación Friedrich Ebert no comparte necesariamente las opiniones vertidas por los autores en este documento)

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MATRIZ ENERGÉTICA EN EL PERÚ: COMBUSTIBLES FÓSILES Elaborado por: Carlos Herrera Descalzi

Resumen

Presentación:

La Fundación Friedrich Ebert (FES, por sus siglas en alemán), en el marco de su Proyecto Regional de Energía y Clima, ha estado analizando como garantizar a futuro el abastecimiento energético en un contexto de cambio climático y de reservas de petróleo cada vez más escasas.

En América Latina el debate sobre la integración de la política energética y climática ha sido aún escaso. Esta integración existe de facto hasta ahora solo en una dimensión técnica, a través de óleo y gasoductos y de diversas cooperaciones entre las empresas petroleras. En cuanto a la discusión internacional sobre las alternativas energéticas en el marco del cambio climático, sólo Brasil está jugando un rol importante por su alto grado de desarrollo en biocombustibles. Esto conlleva dos peligros: que se agudicen los desequilibrios en el abastecimiento y la producción energética entre los distintos países de la región; que se desatienda la atención a políticas de incentivos para alternativas de energías renovables, dejando en el futuro el interés internacional por América Latina en este tema a las negociaciones con Brasil y dejando al resto de la región fuera del foco de la atención internacional.

La FES desea contribuir en la generación de consensos en estos temas, contribuyendo a llevarlos a la agenda política dentro de los distintos países y en la región, aportando así también con propuestas para la Agenda de la Conferencia de Cambio Climático en Copenhague a fines del 2009.

Para ello ha previsto diversas acciones durante el presente año y una de estas es la elaboración de un “Policy-Paper” sobre energía y cambio climático que evidencien la urgencia de la integración de estos temas.

Los temas que se presentan a continuación son una pre-identificación realizada por la FES, en base a una reunión previa abierta realizada con profesionales, académicos y políticos del sector; los mismos que pretenden apoyar y guiar al consultor en los temas claves a tocar en su documento. A continuación presentamos estos temas.

Objetivo:

Es objetivo del presente documento contribuir a clarificar el debate sobre temas de energía y cambio climático y a desarrollar conceptos que puedan contribuir en la toma de decisiones en estos aspectos en espacios de decisión política.

Se persigue como finalidad: (i) promover el debate sobre temas de energía y cambio climático y desarrollar conceptos que puedan contribuir en la toma de decisiones en estos aspectos en espacios de decisión política; y (ii) acercar a la academia, intelectualidad y política en la búsqueda plural y democrática de insumos para una toma de decisiones más eficiente, informada y democrática.

Alcances:

El “Policy-Paper” no intenta abarcar un diagnóstico completo e integral de la situación de cada uno de los temas y subtemas que se enumeran a continuación; sino más bien se centra en la clarificación de los puntos más críticos y/o sensibles y en la sugerencia de posibles alternativas a seguir.

Temas principales:

• Cambio de la matriz energética propuesta por el MEM.

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• Contexto legal del mercado del gas natural para el consumo interno y exportación. Estructura de precios y volúmenes previstos por segmento de mercado.

• Estructura de precios y tributación de los combustibles.

• Efecto de la crisis económica internacional en los precios internacionales y locales de combustibles.

• Extensión y fortalecimiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

• Importancia de la calidad de los combustibles, para el mejoramiento de la calidad del aire y de posibilidad de tener un mejor parte automotor.

• Energía nuclear como opción posible o no.

Temas transversales:

• Importancia de la promoción del estado de las fuentes renovables de energía.

• Necesidad de investigación en el país y transferencia tecnológica.

• Eficiencia energética.

• Cambio climático.

Temas específicos:

1. Cambio de la matriz energética propuesta por el MEM.

Marco referencial El suministro energético es parte de la seguridad esencial de una nación. Está vinculado a la Matriz Energética. La Matriz Energética se relaciona con la estructura de consumo de las fuentes de energía y con la infraestructura que permite sus sucesivas transformaciones en energías secundarias, hasta llegar a las formas en que se consume.

El agotamiento o el encarecimiento desmedido de alguna de las fuentes relevantes de energía pueden motivar un cambio de matriz energética. Es el caso del Perú con el petróleo, del cual se importa cerca de la mitad de lo que consume.

La naturaleza provee abundante energía limpia. La restricción para su aprovechamiento por el ser humano no es su escasez; es la insuficiencia de desarrollo científico y tecnológico para aprovecharla.

El desarrollo científico y tecnológico se ha encaminado hacia el aprovechamiento masivo de las fuentes consideradas abundantes y seguras para su época; así se ha llegado al dominio sobre los combustibles fósiles, nacidos con la máquina de vapor que permitió la revolución industrial y continuados con la energía nuclear de fisión, hasta convertirse hoy en día en fuentes inconvenientes, sea por (a) previsible escasez (gas y petróleo) o (b) efectos adversos como, (i) suciedad, que afecta a la salud humana (humos, partículas, …) y a la naturaleza (lluvia ácida, …), (ii) al medio ambiente (cambio climático) o a la seguridad (deshechos nucleares).

El agotamiento del modelo energético actual (basado en los combustibles fósiles y la energía nuclear de fisión) conduce inevitablemente a una etapa de transición (que cubrirá la mayor parte del presente Siglo XXI), en la que conviven fuentes conocidas y desarrolladas (renovables, fósiles, nucleares) mientras se desarrollen las tecnologías que permitan un mejor y mayor aprovechamiento de energías renovables (solar, eólica, geotermal, mareomotriz, biomasa, oceanotérmica, …) y el acceso a otras sobre las que se carece de desarrollo suficiente (nuclear de fusión, solar espacial, …).

El término de desarrollo o nivel de desarrollo tecnológico de una fuente de energía, involucra alcanzar, al menos: (i) conocimiento científico suficiente; (ii) capacidad tecnológica de producción masiva; (iii) desarrollo comercial y logístico para atender globalmente necesidades de equipamiento, insumos, repuestos, soporte técnico, …; (iv) alcanzar un costo de producción razonable, que permita precios tolerables; (v) aceptable nivel de tolerancia social y ambiental, en su producción y aprovechamiento.

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Cambiar de matriz energética es una tarea de magnitud mayor, porque implica modificar la infraestructura para que en lugar de transformar y transportar unas fuentes de energía, debe hacerlo con otras. Una idea de la magnitud que la tarea implica en cuanto a plazos, presupuestos y continuidad en las decisiones, es la hasta ahora, en casi 10 años de proyecto, no lograda modificación de la Refinería de Talara, diseñada originalmente para poder refinar crudos ligeros y dulces producidos en el litoral norte del Perú, que ahora debe (i) procesar crudos pesados1 y ácidos2 provenientes de la selva norte; y (ii) producir destilados livianos3 con bajo contenido de azufre (50 partes por millón).

Una tarea de modificación de la Matriz Energética no se emprende a menos que existan razones muy poderosas. No se puede soportar sobre ideas vagas, sin horizontes claros, con impromptus. No se puede apoyar en reservas especulativas; necesita hacerlo en recursos conocidos, con reservas certificadas.

El cambio de matriz energética se sustenta en la respuesta a dos preguntas: ¿Dónde estamos?; y ¿A dónde queremos llegar y en qué plazo?. La respuesta a la primera pregunta es el diagnóstico. Requiere realizar un balance de energía del país, para conocer: (i) los recursos de energía con que cuenta; (ii) la estructura de la producción, transformación y consumo de energía; y (iii) su relación con los sectores de consumo.

La respuesta a la segunda pregunta requiere determinar el ritmo de crecimiento de la demanda de energía – el cual se establece vía escenarios, que dependen principalmente de las proyecciones del crecimiento económico, poblacional y del precio de la energía – así como los recursos que se deberán emplear.

El proceso de modificación de Matriz Energética requiere de unos 3 a 4 quinquenios, donde las grandes modificaciones se efectúan en los 2 primeros quinquenios. La nueva estructura debería poder mantenerse otros 4 a 6 quinquenios. El proceso tiene así una duración acumulada de unos 40 a 50 años, lo que implica que los recursos energéticos con que se cuente deberían poder soportar un proceso con una vida acumulada de unos 50 años. Un caso visible es la inserción del uso masivo de gas natural en el Perú; el cambio se inició el año 2000, al 2010 solo habrá logrado avances significativos en Lima, en otros 10 años debería alcanzar otras regiones importantes en el Perú y el resto del período (30 años adicionales) es lo requerido para consumir y depreciar la infraestructura creada en los años anteriores.

En general, las necesidades de energía de un país o región se pueden reducir a contar con fuentes de energía, propias o importadas, que le permitan: Producción de energía eléctrica; calor industrial; y un combustible líquido para el transporte.

La producción de energía eléctrica se puede cubrir con: (i) fuentes renovables convencionales (hidroenergía); (ii) renovables menos convencionales (eólica, solar, geotermal, biomasa); (iii) no convencionales (oceanotérmica, mareomotriz,…); o (iv) combustibles fósiles; o (v) nucleares (fisión y fusión).

Se entiende como convencionales a aquellas fuentes sobre las que se tiene amplia y larga experiencia y que cuentan con tecnología desarrollada, que, en general, permite costos de producción dentro de estándares aceptables. Se entiende por energías menos convencionales a aquellas conocidas, sobre las que existe experiencia limitada en cuanto a cantidad (número de casos) o antigüedad (experiencia acumulada) y cuyo proceso tecnológico muestra logros significativos en plazos relativamente cortos; una buena idea del concepto la da una curva de evolución de su costo de capacidad unitaria (US$/kW vs período de desarrollo). Una fuente no convencional es la que cuenta con poca experiencia tecnológica y poca o ninguna experiencia comercial, que todavía se encuentra en proceso de desarrollo, sobre la que se espera desarrollo significativo pero en plazos indeterminados o muy largos.

El calor industrial es aquel que se necesita para activar las transformaciones que se dan dentro de los procesos industriales; proviene normalmente de derivados de combustibles fósiles o de biocombustibles (ejemplo; bagazo) a los que utiliza directamente (gases o humos de

1 Densos y viscosos, bajo grado API 2 Con significativo contenido de azufre 3 Gasolinas, kerosene, y sobre todo diesel

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combustión) o indirectamente (vapor de agua, aire caliente, termofluidos) en los procesos de cesión de calor.

El transporte interurbano o a distancias mayores requiere de un combustible líquido, el cual, por su alto contenido volumétrico, permite una alta autonomía de desplazamiento. Utiliza motores térmicos (Otto es decir a gasolina y diesel) y derivados del petróleo (gasolinas, GLP, kerosene, petróleo diesel y petróleo residual en grandes barcos). En este rubro, el petróleo es todavía indispensable en el mundo de hoy.

El transporte urbano se puede realizar con gasolinas, diesel o GLP y también con gas natural y energía eléctrica. Los primeros marcan la dependencia del petróleo, aunque los segundos permiten independizarse, en la medida que exista gas natural abundante y barato o energía eléctrica obtenida de una fuente más barata que el petróleo (que es el caso usual). Los segundos, además de reducir la dependencia del petróleo, contribuyen a lograr menores impactos en cuanto a emisión de partículas y gases contaminantes; su avance requiere contar con una logística suficiente para el reaprovisionamiento de energía.

Al contemplar el cambio de una matriz energética, normalmente no se persigue alterar los consumos de energía en sus usos finales (formas de energía o energía útil) sino variar la participación, en cantidad y proporción, de las fuentes de energía (energía primaria). La modificación de la participación es propiamente el tema del cambio de matriz, pero la variación de las cantidades está más relacionada con la eficiencia del uso de la energía. En toda transformación de energía existe necesariamente una merma, que conoce de un óptimo económico4. Pero, el uso de la energía, también conoce de mermas, por malos hábitos. Una medida eficaz es que el precio de la energía refleje su costo y que el usuario conozca que hábitos son inadecuados y cual es su costo5.

Un programa de ahorro de energía debería ir atado a un plan de cambio de matriz energética.

Caso del Perú A inicios del presente siglo, con la puesta en valor del proyecto Camisea, el Perú anunció un cambio de matriz energética, orientada a desplazar al petróleo con el gas natural.

Las mayores fuentes de energía comercial conocida en el Perú son la hidroenergía y el gas natural. Cerca de cerrar la primera década del siglo, teniendo todavía abundantes fuentes no desarrolladas de hidroenergía, la situación es que: (i) la producción hidroeléctrica ha disminuido su participación en la producción eléctrica del 85% al 40%, habiendo sido sustituida por gas natural; (ii) Se ha comprometido con la exportación cerca de la mitad de las reservas certificadas de gas natural, a precios ínfimos; y (iii) Se ha denegado el suministro de gas a consumidores locales, por un motivo de fondo que es falta de reservas, lo cual se trata de disimular y hasta negar.

Lo último ha sido consecuencia de una generación termoeléctrica apoyado en un gas barato (Camisea) que ha penetrado dentro del mercado eléctrico. Habida cuenta que existe preocupación por la insuficiencia de las reservas de gas natural y dado que el mayor consumidor de gas natural es el sub-sector eléctrico, se ha tomado medidas que deberían tener repercusión, incluso notoria, en la matriz eléctrica a mediano y largo plazo: (a) Se ha asignado al sub-sector eléctrico una cuota obligatoria de consumo de Recursos Energéticos Renovables (RER) distintos de la hidroenergía6, a ser asignada mediante subasta (licitación); (b) se ha asignado otra cuota obligatoria de RER proveniente de pequeñas centrales hidroeléctricas7; (c) se ha subastado una cuota significativa a ser aportada por centrales hidroeléctricas8; y (d) se

4 Mejores instalaciones permiten menores pérdidas, pero mejores instalaciones cuestan más; el óptimo se da cuando se minimiza la suma del costo de instalaciones y el de pérdida de energía. 5 A partir del año 1992, que fue extremadamente seco y obligó al racionamiento de energía eléctrica en el Perú, se montó un programa de ahorro de energía, cuyo lema fue; “Luz que apagas, luz que no pagas” 6 500 MW de energía eléctrica proveniente de fuentes eólica, biomasa y solar, con un factor de planta de 30%, lo que equivale a atender a una carga de base de 150 MW 7 Considerando como tales a aquellas con potencia efectiva menor a 20 MW 8 Hasta 1000 MW, en centrales hidroeléctricas mayores de 20 MW; de los cuales se asignó 120 MW a un postor, cuya oferta cayó dentro del tope de precios que fijó el concurso.

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ha iniciado un convenio binacional con Brasil, tendiente a una integración eléctrica y al desarrollo del Potencial Hidroeléctrico Nacional (PHN) de la Amazonía.

Todo este nuevo programa se viabiliza mediante el incrementando del precio de la energía eléctrica. Así, frente a un precio regulado monómico9 en AT de US$ 40/MWh, en la última subasta de hidroenergía se ha asignado una cuota que acepta un precio de US$ 60/MWh10, es decir, corresponde a un incremento de 50% en el precio de la energía generada. El temido efecto social y político como consecuencia de levantar significativamente las tarifas no es perceptible, pues tendrá efecto luego de varios años, que es lo que tardará la ejecución de esos proyectos; se trata de suministros que entrarán en vigor más allá del presente período gubernamental.

Anteriormente se había fijado como meta, sin fijar plazo ni mediar sustento como un balance previo, una futura estructura de participación de las energías primarias (dieta energética) de un tercio de petróleo, otro tercio de gas natural y un tercer tercio de energías renovables, como hidroenergía y bioenergías.

Se ha pedido al Banco Mundial apoyo para un programa de Nueva Matriz Energética Sostenible (NUMES), para lo cual se ha establecido un programa y presupuesto. Es decir, dentro de un mismo gobierno, en el período 2006-2009, se ha anunciado primero un programa de masificación del uso del gas, para luego, sin desmentir al primero, cambiarlo por otro que debe propiciar una nueva matriz energética, a identificar, con mayor participación de las energías renovables, disminuyendo la participación del gas natural.

Un cambio de esa naturaleza revela profundo desconocimiento del tema. El tema requiere formación académica. En sus primeros años de vida como Ministerio (década de 1970), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) llevó adelante, con propia estructura y cooperación internacional, un programa de estudio de su Balance Nacional de Energía (BNE), lo cual le permitía contar con una herramienta de diagnóstico. La función se mantuvo, pero fue decayendo en las décadas siguientes y la cooperación internacional disminuyó o desapareció. Se mantuvo la emisión de los Balances Nacionales (Anuales) de Energía (BNE), pero como extrapolación vía actualización de los balances antiguos, con lo que sus cifras fueron perdiendo valor y sus resultados alejándose de la realidad. A fines de los años 90, el BNE incluía magnitudes y proporciones de energía no comercial, que claramente no representaban la realidad. Tuvieron que ser corregidos.

En el MEM, pese a que su competencia general es la energía en general, en la práctica esta se reduce a los hidrocarburos y la electricidad, que son los temas acuciantes del sector. En cuanto a niveles funcionales, son escasas las ocasiones en que las personas que han desempeñado alguno de los 3 primeros niveles (Ministro, Vice Ministro de Energía, Directores Generales de Electricidad o de Hidrocarburos) han contado con formación académica o práctica profesional en el tema general de energía. El Ministro es un nivel político; es deseable que tenga formación profesional en electricidad, hidrocarburos o minería, pero no siempre sucede así; si no cumple este requisito, prima el criterio político.

La formación profesional es más frecuente en caso del Vice Ministro y siempre se dio en los funcionarios que deben desempeñarse en las Direcciones Generales de Hidrocarburos (DGH) o Electricidad (DGE), pero con el sesgo natural y propio de su especialidad. No siempre la DGH o DGE han sido en la práctica el tercer nivel real; no son pocos los casos en los que el tercer nivel real son los Asesores (cargos de confianza).

La percepción de la necesidad y utilidad de un BNE se adquiere dentro de un período más prolongado, donde el día a día de las recargadísimas funciones en el MEM permite tocar temas más genéricos que los hidrocarburos o la electricidad y son esos los pocos casos en que se ha trabajado el tema. Otro caso fue durante el Gobierno de Transición, donde el personal fue exclusivamente técnico; se concursó y contrató una actualización del BNE, estudio que fue concluido y sus resultados entregados a inicios de la gestión siguiente.

9 Precio monómico es el precio promedio de la energía, que incorpora los cargos por energías (de punta y fuera de punta) y potencia 10 Valor que corresponde a una componente en energía por US$ 47.50/MWh, más un valor por potencia.

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Se necesita que en el MEM exista una cultura sobre BNE y Matriz Energética como herramientas de gestión de los altos niveles. Siendo que los cargos de Ministro o Viceministro sufren de 2 a 3 rotaciones por quinquenio, el MEM necesita contar dentro de su personal estable con un grupo calificado y especializado que ejecute y actualice el BNE, mediante encargo de recolección de datos y elaboración de modelos por entidades académicas nacionales (Universidades). El grupo o quien lo conduzca debería tener acceso directo al VME (Vice Ministro de Energía). Es también aconsejable que, de tiempo en tiempo se cuente con asesoría especializada y calificada para evaluar resultados o propuestas; pero, no es buena práctica contratar enteramente el servicio a un ente externo, que no necesariamente conoce la realidad y necesidades del país, que después se desliga llevándose la información, como podría ocurrir en caso del NUMES.

Conclusiones y propuestas:

• El cambio de matriz energética es una tarea de magnitud mayor y de largo plazo;

• Persigue pasar de una determinada estructura de producción y/o consumo de energías primarias y secundarias hacia otra más conveniente;

• Las razones principales para el cambio, son:

o Para lograr una mayor seguridad energética, amenazada por el agotamiento o el encarecimiento desmedido de alguna de las fuentes relevantes de energía; o

o Por disponibilidad o aparición de una nueva fuente de energía, más barata o limpia y abundante.

• Las economías inconvenientemente dependientes de combustibles fósiles, ante el temor de escasez y por su efecto negativo sobre el cambio climático, buscan modificar su matriz para disminuir la dependencia de los combustibles fósiles;

• Es el caso del Perú, que busca cambiar la estructura de su dieta de energías primarias, para sustituir al petróleo por gas natural, hidroenergía y energías renovables, apoyado en el supuesto que cuenta con ellas en forma abundante;

• La adecuada eficiencia energética debe ser el primer paso de modificación de una matriz energética;

• El MEM debiera contar con un grupo calificado, permanente, que monitoree el BNE y el cambio de matriz energética; las tareas de recolección y elaboración de datos y de modelos de análisis se pueden encomendar a entidades académicas nacionales.

• Se ha iniciado un proceso que podría llevar a una significativa mayor participación de las energías renovables en la producción eléctrica, al costo de un incremento significativo del actual precio de la generación eléctrica.

2. Extensión y fortalecimiento del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN).

Sobre un sistema energético reposa la capacidad operativa de un país, tanto en lo que se refiere al servicio público como a su aparato productivo. Todo funciona en base a energía y todo se detiene cuando le falta energía.

El abastecimiento energético y un adecuado servicio eléctrico son de interés público. La aspiración de una nación es lograr un abastecimiento energético seguro y de adecuada calidad, ambientalmente tolerable, socialmente solidario y sostenible a largo plazo dentro de precios razonables.

Su materialización es tarea de Estado y ocupación permanente de gobierno. Como resulta cuasi imposible lograr simultáneamente bueno, bonito y barato, las soluciones son siempre transaccionales: se cede en un aspecto para obtener algo mejor en otro. Los hilos finos de la política energética establecen la prelación entre las cualidades que se persigue. Los hilos gruesos son los marcados por la ley eléctrica y su reglamento. La consabida expresión de “no

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existe política energética”, expresa que no se percibe manejo de hilos finos hacia un objetivo de interés común.

La concepción y materialización del sistema energético es tarea compleja y dinámica. Involucra a distintos actores, teniendo en los extremos a los consumidores y a los proveedores, con legítimos intereses y obligaciones recíprocas que se necesita conciliar y hacer converger hacia un objetivo común. El logro de ese objetivo va trazando en las décadas una ruta que pasa por metas sucesivas. El interés legítimo del lado del consumidor es el suministro adecuado; del lado del proveedor es la remuneración adecuada. El interés de uno se salda con la obligación del otro.

El sistema energético de una nación está permanentemente en transformación y en expansión. Se materializa a través de proyectos individuales, con diversos gestores. Cada uno de esos proyectos de cientos de millones de dólares y calendarios quinquenales es sólo una pieza dentro de un gran rompecabezas. Son piezas que necesitan orientación y percepción de la seguridad de poder encajar sin sobresaltos en el complejo sistema energético. El gestor de cada uno de esos proyectos no tiene la misión de salvar al mundo; su misión es una inversión rentable dentro de un mundo estable.

Los proyectos se decantan durante extensos procesos de análisis. Las obras son complejas. Su financiamiento es una tarea mayor. La ejecución de un proyecto energético demanda conocimientos multidisciplinarios, altamente especializados y experiencia. Cada proyecto significativo se caracteriza por plazos muy largos y por insumir grandes inversiones: entre identificar opciones y culminar obras transcurren de 5 a 10 años; los proyectos medianos requieren centenares de millones de dólares; los mayores, millares de millones de dólares.

El desarrollo del sistema energético no puede dejarse librado al azar. Para que un conjunto de solistas constituyan una orquesta, necesitan dirección y director. Cada uno de los proyectos y sus inversiones estarán mejor respaldados por un sistema planificado, que marque un objetivo de conjunto y metas. Alguien tiene que establecer qué y como. Y pronto.

En el presente siglo, el mercado eléctrico peruano vino experimentando un importante crecimiento en la demanda, acorde al desarrollo económico que venía teniendo el país. Tras la crisis económica internacional ocurrida a partir del último trimestre del año 2008, el crecimiento de la demanda eléctrica decreció y, a octubre de 2009 mostraba prácticamente las mismas cifras de un año atrás; esto impidió que se evidenciase una crisis debida a que el crecimiento de la oferta no pudo seguir al de la demanda.

El mayor reto es poder ampliar la infraestructura de generación, transmisión y distribución al ritmo que impone la demanda.

Representativo de la situación es el hecho que hace menos de 10 años (inicios de siglo) la demanda por generación crecía a razón de 100 a 150 MW/año y la transmisión se ampliaba con líneas de 220 kV. A inicios del año 2008, antes de la crisis económica internacional, gracias al alto precio de los minerales de los cuales el Perú es exportador, la demanda crecía al ritmo de 350 MW/año y se proyectaba que al finalizar el primer decenio del siglo podría estar creciendo a 500 MW/año. Esta situación obligó a pensar en proyectos de generación de mayor envergadura individual para el mercado local y en sistemas de transmisión de mayor nivel de tensión. Se sumaba, positivamente, el hecho de contar con energía limpia y barata, tanto en hidroenergía de grandes caídas como en gas natural, a precios bastante bajos.

En respuesta a la crisis del año 2004 se modificó el marco legal con la intención declarada de lograr un sistema más eficiente, que además no estuviese expuesto a situaciones como la de aquel año. A consecuencia de aquello, en julio de 2006 se promulgó la Ley 28832 llamada “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica” o más brevemente, “Ley de la Generación Eficiente”. A partir de julio del año 2006 se han producido en el Perú cambios tanto a nivel de agentes11 como especialmente en el aspecto normativo.

11 “Agentes” según define la Ley N° 28832 es el conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres.

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En el año 2008 ya era evidente que la Ley 28832 no alcanzaría plenamente sus objetivos, pues las reformas propuestas tropezaron con las mismas limitaciones que tuvo la LCE12, tanto en la generación como en la transmisión. Ese año se presentaba un crecimiento de la demanda eléctrica significativamente mayor al de años anteriores y superior a los valores previstos; ya se había presentado congestión en la transmisión de energía eléctrica al transportar ésta del centro al norte y al sur del país. A la congestión en la transmisión eléctrica se añadió la congestión en el gasoducto que transporta el gas desde Camisea hasta la costa. Las consecuencias fueron el bajo margen de reserva eléctrica, eventuales racionamientos eléctricos y la necesidad de volver a utilizar unidades a petróleo. A mediados del año 2008 la proyección de la demanda para el año 2009 hacía prever racionamientos. Se tomó medidas de urgencia, para alquilar hasta 300 MW en grupos diesel, que permitiesen sobrellevar la situación en el 2009.

Sin embargo, la crisis económica internacional iniciada en agosto de 2008 modificó el panorama; los precios internacionales del petróleo descendieron desde el máximo alcanzado en julio de 2008 con el valor de US$ 147 por barril de petróleo WTI, hasta US$ 40 por barril, desde donde han ido remontando hasta aproximarse a US$ 70 por barril a fines de junio de 2009. Como consecuencia de la crisis económica, también descendió el crecimiento de la demanda eléctrica del SEIN, el que fue significativamente menor que el esperado a inicios del 2008. Ambas situaciones, menores precios del petróleo y menor demanda eléctrica contribuyeron a aliviar la situación de la cobertura de la demanda del SEIN, pero siempre desde estrechos márgenes de reserva.

Evolución del marco legal:

Desde el año 1992 el mercado eléctrico en el Perú se rige por la Ley de Concesiones Eléctricas (siglas LCE) y por su Reglamento (RLCE) promulgado en 1993.

En el año 2004 ocurrió una crisis que se atribuyó a la aparición de un año seco; pero, en realidad, se debió de un lado a la falta de inversiones – causa fundamental - y del otro al incumplimiento de una empresa distribuidora en mantener contratos que cubriesen como mínimo dos años de suministro por parte de una empresa generadora, lo que desencadenó el problema.

Como consecuencia de dicha crisis, el 30 de diciembre de 2004 el Congreso promulgó la ley Nº 28447 que, en esencia, trata de encontrar incentivos a la inversión en generación. Dicha ley designó una Comisión para estudiar el problema y proponer modificaciones a la ley. Resultado de esta tarea fue la promulgación de la Ley N° 28832 “Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, publicada el 23 de julio de 2006.

Esta ley tuvo como misión conseguir que la inversión necesaria para el crecimiento eléctrico provenga de Inversión Privada, con precios (tarifas) que representen:

• Para el inversionista: remuneración razonable;

• Para el consumidor: costos eficientes;

Mientras mayor sea la percepción de estabilidad del mercado (o sea del país), menores serán las exigencias de rentabilidad y consecuentemente menores serán las tarifas. Con ese fin, la Ley de Generación Eficiente introdujo, entre otras, las siguientes modificaciones al marco legal:

• Creó la subasta como mecanismo de fijación de los precios regulados de empresa generadora a empresa distribuidora, como alternativa al mecanismo de precios fijado por la Ley de Concesiones Eléctricas13;

12 Decreto Ley N° 25844 o Ley de Concesiones Eléctricas 13 Precios regulados de generación, cuyos valores corresponden a aquellos que produzcan el mismo ingreso en valor presente que el que produciría la venta de la energía producida a costos marginales calculados mediante simulación matemática de la conducta del SEIN

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• Estableció nuevas categorías y definiciones en la Transmisión, creando a los Sistemas de Transmisión denominados como Sistema Garantizado y Sistema Complementario, que convivirían con los antiguos Sistemas Principal y Secundario;

• Introdujo la planificación del desarrollo de la transmisión de electricidad y a la licitación (contratos BOOT14) como mecanismo de fijación de precios para la transmisión (Sistema Garantizado);

• Introdujo los Precios Libres15 para la Transmisión (Sistemas Complementarios);

• Modificó la estructura y operación del COES;

• Nuevas definiciones en las categorías de clientes, energía firme, potencia firme, etc.

Subastas o licitaciones: Es un mecanismo creado por la Ley 28832, cuyo propósito y características son:

• Asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado mediante licitaciones competitivas;

• Dar lugar a contratos de largo plazo (hasta 10 años) a precios firmes. Plazos menores a 5 años: hasta el 25% de su demanda;

• La obligación de los distribuidores de licitar el suministro de su mercado regulado con no menos de 3 años de antelación. Esto, permite:

o El desarrollo de nuevos proyectos de generación;

o Aprovechar las economías de escala;

o Promover la competencia por el mercado;

o Asegurar el abastecimiento del mercado regulado;

• Los distribuidores podrán convocar licitaciones por cuenta propia, pero están obligados a aceptar participación de otros distribuidores o clientes libres;

• Se dispone de flexibilidad de 10% de la demanda para que se puede licitar con una antelación menor a tres años para cubrir desviaciones;

• OSINERG publica los lineamientos para la elaboración de las bases de las licitaciones y aprueba las mismas;

• Las condiciones comerciales, volúmenes a contratar, plazos de los contratos, perfiles de carga, punto de entrega, etc. serán definidos por cada Distribuidor;

• Los Precios Firmes son claves para:

o Atraer nueva inversión;

o Encontrar precios de mercado;

o Promover los contratos de largo plazo para el mercado regulado;

• OSINERG establece un precio máximo en las licitaciones, el cual es mantenido en reserva durante el proceso;

• El precio regulado es igual al promedio ponderado de las tarifas teóricas y los precios de licitación16;

14 BOOT son las siglas de Build, Own, Operate & Transfer, indicando que el Concesionario construye y opera un sistema, manteniendo su propiedad por un plazo, tras el cual la propiedad de las instalaciones pasa al Estado. 15 Precios que se fijan por acuerdo de partes entre un Transmisor y un Cliente, manteniendo el principio de libre acceso para terceros, para quienes los precios son regulados. 16 Al año 2009 el precio de licitación es el que marcadamente prevalece, ya que los contratos a tarifas teóricas se han ido extinguiendo.

13

• Mecanismo de transferencia entre Distribuidoras; asegura que usuarios regulados paguen precios iguales.

Restructuración del operador:

Al COES (Operador) se lo dotó de una nueva estructura operativa y nuevas funciones, así:

• Corresponde al operador (COES):

o La operación del sistema:

Despacho económico centralizado con restricciones de seguridad;

Segura y económicamente eficiente;

o La propuesta del Plan de Transmisión, para aprobación por el MEM;

o La administración y liquidaciones del Mercado de Corto Plazo (spot).

• Independencia del operador respecto de todos los agentes:

o No se reparte “cuota” de poder;

o Persigue transparencia e imparcialidad;

A los integrantes tradicionales del COES, que son las empresas de generación (G) y transmisión (T), se han unido las distribuidoras (D) y los grandes clientes (usuarios) libres (GCL).

Mejoras al marco de transmisión Los cambios introducidos implicaron:

• Régimen de las Instalaciones de Transmisión existente: quedó como estaba al promulgarse la Ley 28832:

o Base Tarifaria = cubre los costos de Inversión más los de Operación y Mantenimiento (O&M);

o Anualidad de inversión: según VNR17 con una vida útil de 30 años;

o Se reconoce los valores actuales de las instalaciones de transmisión: Contratos BOOT y RAG18; Determinación actual según VNR;

o Se congela forma de pago entre la generación (G) y la distribución (D). La metodología llamada “de Beneficio Económico” asigna el pago de compensaciones (G) y peajes (D) de acuerdo al beneficio económico que obtiene cada una de las partes atribuible a la existencia del componente de transmisión en evaluación;

o Para algunos elementos de transmisión identificados que dan servicio exclusivo a la Generación (G) se utiliza el método de “rastreo”, que asigna el pago de compensaciones de acuerdo a la participación del la utilización de la instalación de transmisión con base al porcentaje de energía inyectado en los nodos del sistema;

o No se usará más los conceptos de Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST) para las nuevas instalaciones.

• Transmisión nueva: es aquella puesta en operación comercial después de la vigencia de la nueva ley. Clasificada según 2 regímenes:

17 VNR = Valor Nuevo de Reemplazo; formalmente, es el costo de sustitución por un sistema hipotético, dimensionado para realizar eficientemente la misma función (a lo que se denomina Sistema Económicamente Adaptado) con la tecnología actual. En la práctica se sustituye por el valor consignado en su oferta por el postor adjudicatario de la licitación para concesión del sistema de transmisión. 18 RAG son siglas de Remuneración Anual Garantizada.

14

o Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT): Instalaciones de Muy Alta Tensión (138 kV o más), construidas mediante procesos de licitación.

o Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión (SCT): instalaciones espontáneas: sirven para un distribuidor o una demanda; remuneración fijada por OSINERG (evita “free riders”).

• Sistema Garantizado de Transmisión (SGT):

o ¿Quién paga la instalación?

Se asigna entre la Generación y la Demanda (Distribuidores=, según beneficios19;

Pago por beneficio económico positivo, según se agrega la nueva inversión;

Luego de determinado la fracción entre Generadores y Demanda, se reparte el pago de acuerdo al método de “Beneficio Económico”.

o ¿Cuánto se paga?

Se suman la Anualidad de Inversión (con 30 años de Vida Útil y la tasa de descuento de ley) con los costos de Operación y Mantenimiento (O&M), al igual para todos los sistemas de transmisión.

Determinada en función a procesos de licitación o a costos eficientes definidos por OSINERG. ( Primer Contrato tipo BOOT; Contratos posteriores tipo RAG; sólo se paga O&M + costo de reposición.)

• Plan de Transmisión:

o Elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM);

o Adquiere carácter vinculante;

o Proceso de licitación de nuevas líneas conducido por el MEM;

o Los sistemas ejecutados fuera del Plan serán asumidos por titulares;

o El uso por parte de terceros ameritará cargos definidos por OSINERG (para evitar free-riders).

Acceso de Distribuidores y Grandes Clientes Libres al Mercado de Corto Plazo

Para ellos se establece que:

• Las distribuidoras pueden acceder al mercado de corto plazo para atender los requerimientos de sus clientes libres.

• Se establece la categoría denominada Grandes Usuarios Libres, constituida por usuarios (clientes) libres individuales o agrupaciones de usuarios libres con más de 10 MW de potencia contratada.

• Los retiros de potencia que se efectúen y que coincidan con la máxima demanda del período mensual, estarán sujetos al pago por Capacidad, de acuerdo a lao establecido en el Reglamento20.

• Deberán constituir garantías adecuadas y suficientes en caso de ser necesario.

Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

19 Posteriormente, mediante el DL 1041 se asignó enteramente a la Demanda. 20 A la fecha no se ha publicado.

15

Para disminuir las desventajas propias de los sistemas aislados:

• Se creó un mecanismo de compensación para Sistemas Aislados (SA) destinado a favorecer el acceso y utilización de la electricidad en estas zonas.

• Este mecanismo de compensación implica un subsidio cruzado desde el SEIN (usuarios regulados y libres) hacia los consumidores de SA.

• Recursos: hasta el 50% del aporte a que se refiere el inciso h), Artículo 7°, de la Ley 2874921

• Las empresas distribuidoras encargadas de sistemas aislados podrán convocar licitaciones en las mismas condiciones que las del SEIN.

Medidas complementarias Además se establecen las siguientes:

• Opción de ser Cliente Libre (aquellos cuya máxima demanda varía entre 200 kW y 2,500 kW pueden elegir entre ser Cliente Regulado o Libre)

• Nueva referencia de mercado para la comparación del Precio en Barra

• Promoción de proyectos hidroeléctricos

• Promoción de la generación distribuida y de la cogeneración

• Como considerar los Costos Marginales ante interrupciones de suministro por falla de la Red Principal de gas natural

Normas Legales Complementarias a la Ley N° 28832 Mediante el Decreto Legislativo 1041 y los Decretos de Urgencia se estableció nuevos cargos, a ser añadidos al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). En su Resolución 053-2009-OS/CD, el OSINERGMIN aplicó esos nuevos cargos en la Fijación Tarifaria iniciada en Mayo de 2009.

D.L. 1041: Modificó el marco legal existente, con el propósito de: (1) corregir aspectos que no pudieron ser superados por la Ley 28832 y (2) incorporar otros temas surgidos, como: (i) Promover las energías renovables; (ii) Ampliar el coeficiente de electrificación y apoyar la Electrificación Rural; (iii) Incrementar la eficiencia energética del uso del gas natural en la generación eléctrica; (iv) Mitigar la elevación abrupta de los costos marginales eléctricos ante interrupciones en el transporte del gas natural desde Camisea; y (v) Viabilizar las inversiones en generación, mediante la recuperación de la inversión a través de las Tarifas en Barra.

Los cambios introducidos fueron los siguientes:

• En la Ley N° 28832, Artículo 8°: Extender los plazos de suministro en los contratos derivados de los procesos de licitación hasta veinte (20) años;

• En la Ley N° 28832, Artículo 26°: Asignada en su totalidad a la demanda (Usuarios) la compensación para remunerar las instalaciones del SGT;

• En el Decreto Ley N° 25844, Artículo 38°: Asegurarse de la solvencia financiera de los inversionistas que obtengan una concesión definitiva para generación con Recursos Energéticos Renovables (RER), a través de un Informe Favorable emitido por una entidad Calificadora de Riesgo Calificada;

• En el Anexo de la LCE: Vincular el derecho a la remuneración mensual por Potencia Firme de las unidades termoeléctricas (a gas natural) con su seguridad en el suministro continuo y permanente de combustible;

Dispone además, lo siguiente:

21 “Ley General de Electrificación Rural” promulgada el 01.06.06

16

• Que en caso de congestión en el ducto principal de transporte, se prioriza el suministro de gas natural (de Camisea) hacia los generadores eléctricos, estableciendo mecanismos para la redistribución de la capacidad de transporte entre generadores y usuarios industriales, así como las compensaciones pertinentes;

• Compensar a las unidades que cuenten con Servicio Firme de transporte de gas natural;

• Compensar a las unidades de generación que cuenten con capacidad dual de uso de combustible: gas natural y derivado de petróleo;

• Incorporar en el peaje de transmisión (PCSPT22) las compensaciones y demás costos extraordinarios en que incurran las unidades generadoras para cumplir lo dispuesto por el DL 1041.

D.U. 037-2008: Debido al crecimiento de la demanda mayor al previsto, a una previsible falta de capacidad para suministrar oportunamente gas natural para la generación eléctrica y a la necesidad de tomar medidas urgentes que evitases o aminorasen un previsible racionamiento eléctrico, todo lo cual involucraba un incremento en los costos de generación eléctrica, dispuso las medidas a adoptar y la forma de distribuir los costos en los que se incurriese.

Estableció que las empresas generadoras con participación estatal contratasen los servicios de unidades de emergencia, a ser localizadas según estudios del COES. Dispuso que los costos totales de las unidades de emergencia, incluidos los financieros, se compensarían mediante un cargo adicional adicionado al peaje de transmisión (PCSPT23), ponderado según tipo de consumidor final, con los siguientes factores:

• 1.0 para Usuarios Regulados;

• 2.0 para Usuarios Libres no Grandes Usuarios;

• 4.0 para Grandes Usuarios.

D.U. 049-2008

Con igual finalidad a la del D.U. 037-2008, estableció complementariamente lo siguiente:

• Que los Costos Marginales de corto plazo se determinarían utilizando un sistema idealizado (Costos Marginales Idealizados), sin restricciones en el transporte de gas natural o en la transmisión eléctrica;

• Un tope para los Costos Marginales, fijado por el MEM;

• Incorporar al PCSPT los costos de operación que no pudiesen ser compensados por los Costos Marginales Idealizados, trasladando a los usuarios todo el costo que el D.L. 1041 había anteriormente establecido que serían pagados en partes iguales por la generación y la demanda (los usuarios).

• En proporción a su energía no contratada, asignar a las Generadoras los retiros sin contrato realizados por las Distribuidoras, valorizándolos a Precios en Barra de mercado regulado, disponiendo que sea en proporción a la energía firme eficiente anual menos sus ventas de energía por contratos. Los costos adicionales en que incurran las generadoras para cubrir los retiros sin contrato son trasladados al PCSPT.

Parque generador del SEIN: El parque generador del SEIN tiene una Potencia Efectiva24 (PE) de 5,854.40 MW, conformado por unidades hidroeléctricas con una PE de 2,858.48 MW ó 48.8% del total, y unidades 22 Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión 23 Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión 24 Potencia Efectiva es la potencia continua en bornes de generación que puede entregar una unidad del SEIN bajo las condiciones definidas por el operador del sistema. Es el valor utilizado para cuantificar la capacidad de generación de las unidades.

17

termoeléctricas con una PE de 2,995.92 MW ó 51.2%. También integran el SEIN dos unidades eólicas, Malabrigo (250 kW) y Marcona (450 kW) pero debido a su baja potencia y bajo factor de planta no son usualmente consideradas.

Por su parte el Sistema Interconectado Norte (SIN) cuenta con 423.62 MW en centrales hidráulicas y 339.33 MW en centrales térmicas, con un total de 762.95 MW.

El Sistema Interconectado Centro (SIC) cuenta con 2,007.62 MW en hidráulicas y con 2,151.43 MW en térmicas, haciendo un total de 4,159.05 MW.

El Sistema Interconectado Sur (SIS) tiene 427.24 MW en hidráulicas y cuenta con 505.16 MW en térmicas, para un total de 932.40 MW.

Las centrales hidroeléctricas no pueden sostener su Potencia Efectiva por tiempo indeterminado; su capacidad de diseño es un balance entre la capacidad máxima teórica y la energía anual disponible por un lado, y la inversión requerida y los plazos y condiciones para su recuperación por el otro.

La capacidad de despacho se ve limitada por la disponibilidad de agua (variación estacional), la existencia o no de reservorios y otras restricciones producto de su ubicación y diseño.

Las cinco centrales con mayor factor de carga (relación entre energía media anual producida y capacidad) son Charcani II (98.9% de 0.6 MW), Moyopampa (97.5% de 64.7 MW), Huanchor (96.5% de 19.6 MW), Machupicchu (96.1% de 87.8 MW) y Mantaro (95.7% de 650.5 MW). La primera de las nombradas no es significativa, la tercera es pequeña, la segunda y cuarta son medianas y en quinto lugar está Mantaro que, con 22.7% de la capacidad hidroeléctrica del SEIN, es la mayor central del sistema.

En el otro extremo están Gallito Ciego (51.6% de 38.1 MW, 1.3% del SEIN), Huinco (49.8% de 247.34 MW, 8.6% del SEIN), Charcani V (45.5% de 144.6 MW, 5%), Aricota I (42.8% de 22.5 MW) y finalmente Aricota II (42.7% de 12.4 MW). De este grupo la más importante es Charcani V, que es la principal central del SIS.

En el norte, las dos mayores centrales del SIN, Cañón del Pato y Carhuaquero tienen factores de planta de 69.2% y 66.9%, respectivamente, por debajo de la media del sistema.

Multiplicando la potencia de cada central por su factor de planta, lo que equivale a calcular una potencia promedio constante en todo el año que produzca la misma cantidad de energía media, se tiene para cada subsistema:

• SIN, la potencia disponible disminuiría de 448.58 MW a 297.42 MW o una caída del -33.7%;

• SIC, la potencia disponible disminuiría de 1,990.24 MW a 1,638.16 MW o una caída del -17.7%;

• SIS, la potencia disponible disminuiría de 426.22 MW a 288.87 MW o una caída del -32.2%;

Tanto el norte como el sur pierden más del 30% de su capacidad, lo que explica porque deben “importar” energía del Centro o en su defecto recurrir a sus plantas térmicas.

El Costo Variable Total (CVT) o Costo Variable de Producción es la suma del Costo Variable Combustible (CVC) mas el Costo Variable No Combustible (CVNC).

El CVC corresponde al gasto en combustible, calculado a partir del rendimiento térmico de la unidad y el precio del combustible. El CVNC representa la parte variable de los costos de operación y mantenimiento. En el caso de los combustibles líquidos o sólidos el precio es auditado, en tanto que en el caso del gas natural el precio es declarado.

OSINERGMIN, para el cálculo de la tarifa regulada sigue un procedimiento que pone “techo” al precio del combustible para los que no consumen gas natural de Camisea, en tanto que el COES para establecer el orden de despacho y calcular los Costos Marginales instantáneos utiliza los precios declarados. Entonces se presentan dos situaciones de distorsión respecto a los precios reales: (i), las unidades que, en función a maximizar su despacho, sub declaran precios; y (ii) aquellas que, con intención de incrementar sus ingresos, declaran precios más altos.

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Conclusiones y propuestas:

• La Ley de Industria Eléctrica, la cual reconocía una tarifa que devolvía los costos incurridos con determinado rendimiento sobre el capital inmovilizado, permitió el desarrollo del servicio eléctrico en las ciudades que por su magnitud constituían un mercado interesante. Fue el caso de Lima, Arequipa y otras, pero necesitó de la acción municipal para las ciudades menores y no abarcó el desarrollo eléctrico del sector rural.

• Entre 1972 y 1991, indicando como finalidad la de usar la renta de los mejores mercados para el desarrollo nacional global, la Ley Normativa de Electricidad (Decreto Ley N° 19521 del 05/09/72) estatizó al sub-sector eléctrico, creando a Electroperú como émulo de grandes empresas estatales europeas, y concentrando en ésta la gestión empresarial del Estado. Su sucesora, la Ley General de Electricidad (Ley N° 23406 del 29/05/82), convirtió a Electroperú en un “holding” empresarial, con Electroperú como empresa matriz encargada del planeamiento, financiamiento y ejecución de las grandes obras, así como de la operación del Sistema Interconectado, dejando la operación de los sistemas eléctricos a sus empresas regionales filiales. Abordó la electrificación rural mediante el programa de expansión de la frontera eléctrica. Este esquema permitió la construcción de las grandes centrales hidroeléctricas, el desarrollo de los sistemas interconectados regionales (SICN, SIS) y el avance en el grado de electrificación.

• El Sistema Eléctrico entró en una grave crisis en la segunda mitad de la década de los 80 y concluyó la década en muy mala situación, debido a las enormes pérdidas ocasionadas a su sistema de transmisión, causadas por la acción destructiva del grupo terrorista Sendero Luminoso y por la política de tarifas populistas establecida por el gobierno, que estaban lejos de cubrir los reales costos de implementación, operación y/o renovación de las instalaciones.

• Desde 1992 hasta el presente, el marco legal existente fue sustituido por el creado en torno al Decreto Ley 25844 o Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) del 19.11.92 y por la Ley 28832 o Ley de Generación Eficiente del 23.07.06 y sus modificatorias, que buscaron racionalizar al sistema, sustituyendo capital estatal por capital privado, operando en base a actividades25, concesiones y concesionarios, para lo cual se desintegró verticalmente al sistema eléctrico por actividades (empresariales) y también horizontalmente a estas últimas, para limitar la concentración y evitar el monopolio. Las actividades se ejercen bajo concesión. La remuneración (tarifas) es libre para las actividades donde puede existir competencia (generación para consumidores medianos y mayores) y regulada donde existe monopolio (generación para consumidores menores; transmisión y distribución). Cada actividad debe cubrir sus propios costos. La remuneración regulada busca cubrir costos eficientes y garantizar una adecuada rentabilidad a la inversión.

• En su inter-relación con los entornos político y social, la LCE fue sufriendo cambios que la fueron alejando de sus fundamentos económicos iniciales. En un país cuyo territorio conoce de una gran variedad geográfica que agranda las grandes diferencias de ingresos en su población, fue inevitable la aparición de los subsidios cruzados y la renuencia del organismo regulador para traducir en variación de tarifas los grandes cambios que ocurrieron en los precios de los combustibles y equipamiento poco antes de mediados de la primera década del siglo XXI. Así surgieron subsidios del gran consumidor regulado al pequeño consumidor regulado, del consumidor urbano al residencial, del productor hidráulico al térmico y del usuario mayor al usuario menor, que fueron distorsionando la marcha del sistema, creando crisis.

• Las debilidades del sistema creado en torno a la LCE han sido la exclusión de la planificación del crecimiento del sistema, el apartarse de los principios económicos, a través de subsidios cruzados; y la discrecionalidad tarifaria, con un Regulador que tomó parte por el usuario, con algunos cambios irracionales de reglas para mantener precios políticos. Como episodios que describen muestralmente lo ocurrido, se tiene:

25 Generación, transmisión y distribución

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o La crisis del 2004 y los Retiros sin Contrato, que aún persisten, aunque en menor grado; y

o La concentración en Lima de toda la nueva generación eléctrica, distorsionando la operación del sistema de transmisión y marcando seguridades de suministro eléctrico muy diferentes entre las regiones centro (Lima) y norte y sur del país;

• La Ley 28832 o Ley de Generación Eficiente sustituyó a la modelación matemática por las licitaciones como vía de regulación de precios en la generación y transmisión. Por esta vía se ha superado la discrecionalidad del Regulador26 quien, en los márgenes de juego que permite la adopción de premisas para aplicar un modelo matemático, siempre tiende a inclinarlas hacia aquellas que se traducen en menores precios. Hacia diciembre de 2009, frente a precios regulados cuyo valor monómico es del orden de US$ 40/MWh, se han aceptado precios obtenidos por licitación que llegan a US$ 60/MWh, que – incluido el escalamiento que han considerado – definirán el nivel de precios a pagar en unos 5 años, cuando sus correspondientes futuras instalaciones entren en servicio comercial. Esto, sin contar que la licitación abierta para permitir la inserción de Recursos Energéticos Renovables (RER) requerirá de precios mayores para que las RER sean viables27.

• Además de los Recursos Energéticos Renovables (RER), otras fuentes de gran incidencia futura en el suministro eléctrico son las grandes Centrales Hidroeléctricas (CCHH) de la Selva y la Energía Nuclear, que se tratan en capítulos que continúan.

3. El mercado del gas natural para el consumo interno y exportación.

Desde los años 90 el Perú deseaba sacudirse de la dependencia del petróleo.

En los años 90, aprovechando que en Camisea tenía un importante yacimiento de gas natural y líquidos asociados, decidió ponerlo en valor, con la finalidad anterior.

Partió por restablecer un vínculo con Shell/Mobil, roto en la segunda mitad de los años 80; Camisea había sido descubierto por Shell en la primera mitad de los 80.

Hacia fines de los 90 los precios internacionales del petróleo cayeron hasta cerca de US$ 10 por barril; es la época en que Shell presentó su propuesta, en virtud a su acuerdo con el Gobierno Peruano. Sin embargo, planteó exigencias más allá del acuerdo; una de ellas lo llevaba a exportar el gas a Brasil, vía gasoducto, en un esquema “netback28”. Al Perú le quedaba un precio bajísimo. El gobierno no aceptó (1998). Shell se fue y el yacimiento quedó para el Perú.

Marco legal El gobierno licitó el desarrollo del yacimiento (Lote 88). Para eso, creó un marco legal especial (ley 27133), que dio al Gas Natural un trato distinto al que le correspondería como hidrocarburo, bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), de 1992, hecha para alentar la exploración por petróleo.

La Ley 27133, a diferencia de la LOH, estableció:

• Prioridad del mercado interno, en oposición a la LOH que otorgaba libre disponibilidad;

• Reguló los precios para el mercado interno, poniéndoles tope, a diferencia de los precios libres que fija la LOH

• Pago mínimo de regalías en caso de exportación, para cubrir el pago al Estado; para exportación las partes podían aparentar un precio menor a efectos de disminuir (i) el pago por Regalía; y (ii) el pago por Impuesto a la Renta

26 Actualmente es Osinergmín 27 Se estima que la energía eólica deberá remunerarse a cerca de US$ 100/MWh. 28 Indica que el valor (precio) del gas en el yacimiento (“Boca de Pozo”) es igual al valor (precio) en el mercado de destino menos el costo de transportarlo hacia su punto de destino.

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La ley 27133 priorizó la atención del mercado interno frente a la exportación. Así, indicaba que el Contrato de Licencia29 debía incluir el plazo futuro hasta el cual las reservas probadas de gas natural deberían cubrir la demanda interna, antes de autorizar la exportación de reservas.

El Reglamento de la Ley 27133 estableció que ese plazo no podría ser menor a un horizonte permanente de 20 años. Las proyecciones de la demanda se debían actualizar anualmente por el Ministerio de Energía y Minas.

Para asegurar el mercado interno del gas, se declaró un periodo de moratoria a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas.

El proyecto licitado En el año 2000 se efectuaron las licitaciones de explotación del campo (Contrato de Licencia por lote 88) y transporte y distribución (gasoducto y red de distribución de gas) y se otorgaron las Buenas-Pro.

En noviembre del año 2000, asumió el poder el Gobierno de Transición. Éste:

• Revisó el marco legal y los contratos;

• Renegoció algunas condiciones importantes (fórmulas de actualización de precios del gas, con repercusión en las tarifas eléctricas; precios preferenciales para el Cusco, fondo para que las Universidades formen profesionales para el gas)

• Levantó la moratoria a la construcción de las hidroeléctricas; y

• Firmó los contratos.

La visión de la administración Fujimori, además de lo expresado por la Ley 27133, había sido:

• Disminuir la dependencia del petróleo;

• Electricidad barata

• Mercado prioritario del gas: la generación eléctrica; mercados accesorios: uso por la industria y por el sector residencial.

La visión del Gobierno de Transición difirió en lo siguiente:

• En la nueva generación eléctrica, la prioridad era para las hidroeléctricas; así se usaba un recurso renovable, más limpio que el gas y se extendía la vida de las reservas de éste.

• El gas debería sustituir a los derivados del petróleo; especialmente en el sector transporte, que es el mayor consumidor de combustibles líquidos.

• Buscó que el gas que Bolivia planeaba exportar a California lo hiciese por el sur del territorio peruano, cubriendo la demanda del sur del Perú con un gas barato. Lo más importante: le daba al Perú una segunda fuente de gas, mayor que la de Camisea.

Lo último fue trabado por los intereses de exportar el gas peruano.

Terminada la gestión del Gobierno de Transición, se inició el proyecto de exportación. La prioridad del nuevo Gobierno fue el proyecto de exportación. Así nació también el anillo energético. El Perú, sin tener suficiente gas, comenzó a asumir compromisos más allá de su capacidad de cumplirlos.

La exportación tenía un permiso condicionado por el marco legal existente. Para cubrir la hipótesis de cómo proceder en caso de encontrar reservas de gas mucho mayores que las que podían ser consumidas por el mercado interno, el marco legal (Ley 27133 y su Reglamento) y el Contrato de Licencia de Camisea permitieron la exportación de Gas, condicionada a que la cobertura a futuro del mercado interno nunca fuese menor de 20 años, cobertura asegurada por Reservas Probadas.

29 Contrato de explotación del yacimiento a ser firmado entre un Concesionario y el Estado Peruano, representado por la empresa estatal Perúpetro.

21

Así, si un proyecto de exportación se iniciaba al quinto año de iniciado Camisea y comprometía exportaciones por 15 años, debería llegar a su último año (año 15) con reservas probadas suficientes para otros 20 años de mercado interno.

El gas natural de Camisea estuvo disponible en Lima en agosto de 2004. Como ni el estado peruano ni el concesionario a cargo de la producción habían tenido costos de exploración, el precio fijado no cubrió ese gasto, resultando por lo tanto un precio competitivo.

Precio del gas natural y crisis eléctrica del 2004 Por efecto de la Ley 27133 y del Contrato de Licencia del Lote 88, el Gas Natural de Camisea vendido en Boca de Pozo tiene un tope de precio, que varía según su mercado de destino. Para el gas destinado a generación eléctrica, su precio inicial (diciembre de 2000) era US$ 1.00/MMBTU30; para otros destinos en el mercado interno, el precio del gas era US$ 1.80/MMBTU. Si, al no poder ser colocados en el mercado interno, existiesen hipotéticos excedentes dedicables para exportación, las regalías se pagarían sobre un mínimo de US$ 0.60/MMBTU. En todos los casos, los precios correrían paralelos a los de los del petróleo residual, reajustando precios según los de una canasta de petróleos residuales, utilizada como referencia.

El Concesionario de Campo (Consorcio Camisea) fija el precio del gas en Boca de Pozo, cuidando: (1) de no sobrepasar el Precio Máximo; y (2) de no asignar precios distintos al mismo tipo de consumidores.

El consumidor final paga un precio que integra tres rubros de costo:

• Precio en Boca de Pozo, según contrato con el Concesionario de Campo, sujeto a los topes de ley;

• Precio regulado por el transporte, en función al volumen transportado (miles de pies cúbicos estándar), que cubre su transporte desde Boca de Pozo hasta la Puerta de la Ciudad (de Lima); y

• Precio regulado de la distribución, que cubre su transporte, en función del volumen transportado, desde la Puerta de la Ciudad hasta el punto de recepción, para utilización

En la práctica, cuando en agosto de 2004 el gas estuvo disponible y el Concesionario de Campo31 pudo aplicar la fórmula de reajuste de precios, no lo hizo por cautela a la reacción del consumidor. Entre diciembre del año 2000 (firma del contrato) y agosto de 2004 (inicio del suministro comercial de gas) los precios del petróleo se habían multiplicado y, con ellos, se podía multiplicar el precio del gas. Pero, por muy lejos, el mayor ingreso del Concesionario estaba en los líquidos extraídos, comercializados a precio internacional. La situación de precios era tan favorable, que se estimaba que en 4 años podría ser recuperada la inversión. En esas circunstancias, siendo además el operador Pluspetrol, empresa argentina y conocedora de la experiencia argentina en cuanto a precios, prefirió no levantar los precios del gas natural, porque estos impactarían directa y casi proporcionalmente el precio de generación de la energía eléctrica, que representaba un 60% del precio pagado por el consumidor final regulado (es decir, la población). Esto habría generado malestar social y protestas, ya que el gobierno (período 2001-2006) había ofrecido permanentemente que con Camisea disminuirían los precios eléctricos.

Resultaba absurdo que en un mundo donde el precio el petróleo gobierna los precios de la energía, con un petróleo cuyo precio se había entre duplicado y triplicado mientras se construía el proyecto de Camisea, los precios de la energía eléctrica en el Perú bajasen continuamente, mientras en otros países subían. Este último hecho se señalaba como éxito político, mientras que realmente estaba incubando una crisis eléctrica.

Al comentar la situación en la que recibió el sector eléctrico el año 2001, el nuevo gobierno estimó que existía sobreinversión en la generación eléctrica, debido a que la reserva del 30 MMBTU significa millón de BTU. El BTU (British Thermal Unit) es una unidad de contenido calórico que se usa para el precio del gas, en vez de un precio por unidad de masa como es la práctica en los combustibles líquidos y sólidos. 31 Es el tenedor del Contrato de Licencia por el Lote 88; la persona jurídica es el Consorcio Camisea.

22

parque generador era mayor a 50%. El comentario apuntaba a establecer que no se necesitaba nueva inversión en generación eléctrica para la nueva demanda que requiriese el crecimiento de la economía.

Fue un grave error de apreciación, pues una gran parte de ese 50% de reserva estaba constituido por antiguos grupos a petróleo (diesel 2 y residual como combustible) que antiguamente cubrían la demanda de centros aislados, que dejaron de serlo por su anexión al SEIN32, lo que permitió utilizar electricidad más barata y desplazar de la operación a los grupos antiguos. Esos grupos cumplían una función de equipamiento de emergencia, para situaciones de desconexión fortuita de la red; se encontraban en buena situación operativa, pero su costo de producción se volvía prohibitivo con el alto precio del petróleo. Podían atender la demanda, pero no mantener el precio eléctrico.

Como consecuencia, entre 2002 y 2004, en el Perú los precios de la electricidad caían mientras se aproximaba33 Camisea; en el mundo, los precios de los combustibles subían. El precio regulado de la generación eléctrica resultaba de simular la operación del SEIN en los próximos 4 años; así, la fijación tarifaria del año 2001 miraba al período 2001-2004 y, en este último año, las centrales que utilizasen el gas de de Camisea ya “podían despachar”, afectando los costos de producción y por ende las tarifas. Mientras más se acercaba Camisea (años 2002, 2003,…), mayor impacto tenía Camisea sobre los precios eléctricos, disminuyéndolos.

El efecto fue que el 2002, el mercado eléctrico se convirtió en un mercado de compradores, porque los consumidores (empresas distribuidoras, clientes libres o grandes consumidores) tenían el poder de negociación. Las empresas generadoras, temiendo que el precio siguiese cayendo indefinidamente, ofrecían precios por debajo de los precios regulados, pero con fórmulas de reajuste que mantenían el valor inicial; es decir, sacrificando algo de ingresos presentes a cambio de que éstos detuviesen su caída. Las inversiones nuevas no se dieron suficientemente, porque el nivel de ingresos proyectado no cubría la inversión con la rentabilidad deseada. Así, poco a poco, sin ser percibido por la autoridad sectorial, la demanda crecía sin nueva oferta eficiente que la respaldase, a no ser la que estaba en curso de ejecución. Se comenzó a consumir la reserva; esto llamó a operar cada vez más a unidades antiguas, de mayores costos; el acelerado crecimiento de la economía en aquel período aceleró el crecimiento de la demanda eléctrica. Así, el mercado eléctrico sin ser percibido, se fue convirtiendo en un mercado de vendedores.

La crisis se presentó en abril de 2004, en ocasión de un nuevo anuncio de que con Camisea las tarifas eléctricas seguirían cayendo; pero, los costos marginales de la época diferían ya grandemente de los precios regulados34. Las empresas generadoras se negaron a vender a precios regulados, porque era vender su producto por debajo de su costo de producción. Las

32 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 33 Los precios de la generación eléctrica se fijaban según el costo marginal de producción esperado para los siguientes 4 años fijado por el Organismo Regulador (entonces Osinerg, hoy Osinergmín). El Regulador asumió, implícitamente, como suya la tarea de bajar los precios eléctricos, conforme a la permanente promesa gubernamental. Como los costos marginales proyectados dependían del balance oferta demanda, el Regulador hacía valer su discrecionalidad para hacer aparecer nuevos proyectos de gas en el futuro próximo (antes de 4 años), apoyándose en primeras intenciones de un aspirante a nueva empresa generadora, sin mayor sustento o análisis que una expresión pública o una carta donde se indicase la intención). 34 Los precios regulados son aquellos que en valor presente producen los mismos ingresos que los que se obtendría vendiendo la totalidad de energía producida a sus costos marginales instantáneos. Entonces, formalmente, en un año promedio, un producto de energía eléctrica obtendría el mismo ingreso económico vendiendo su producción a precios regulados o a costos marginales esperados. Como el año promedio es una idealización y el predominio de la generación hidráulica ocasiona que durante la estación seca la producción hidráulica decaiga y consiguientemente los costos marginales incrementen, debido a la necesidad de acudir a mayor generación térmica, sucediendo lo inverso durante la estación húmeda, nunca los costos marginales reales producen los mismos ingresos que los precios regulados; en algunos casos (años secos) algunos ingresos (los a costos marginales) son mayores que otros (los a precios regulados), dándose también lo inverso. Pero, dentro ese margen de discrepancia entre la teoría y la realidad, nunca antes las diferencias habían sido tan grandes, sesgadas y permanentes como las ocurridas a partir del 2004.

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empresas distribuidoras, que por Ley deberían tener su demanda eléctrica cubierta por un contrato con una empresa generadora con una antelación mínima de 2 años, incumplieron esta disposición sin que el Organismo Supervisor y Regulador se percatase. Entonces los contratos para algunas empresas distribuidoras se vencieron, sin que las generadoras los renovasen. Las empresas distribuidoras tomaron la energía de la red pública, sin tener contrato que lo permitiese. Se abrió así el capítulo de los “Retiros sin contrato”.

El mecanismo normal de operación de la generación consiste en que: (i) El COES35 ordena el despacho36 de las unidades de las (empresas) generadoras que integran el parque generador del SEIN, para atender la demanda total con la producción económicamente más eficiente; (ii) las empresas generadoras informan al COES a que consumidores debe entregar energía eléctrica, asumiendo frente al COES el costo de esos retiros de energía; (iii) el COES remunera a las empresas generadoras que producen la energía que les ordena producir, pagándola a costo marginal instantáneo; (iv) las empresas facturan a sus clientes la energía retirada por ellos, a los precios establecidos en los respectivos contratos. Cuando el cliente es una empresa distribuidora, el precio máximo está regulado.

Con el mecanismo anterior, el pago a costo marginal, garantiza a los productores la cobertura de su costo operativo. Cada empresa, a través de los precios pactados con sus clientes, puede garantizarse un margen comercial positivo. El año 2004 esto último dejó de ser posible al vender energía a precios regulados, razón por la cual las empresas generadoras se negaban a vender energía eléctrica a las distribuidoras. Al producirse retiros sin contrato, se consumía energía del COES, sin que nadie se hiciese responsable. Se fue generando e inflando una enorme bolsa de energía impaga, que fue consumiendo el capital de trabajo de las generadoras. El Estado buscó como solución un acuerdo para que la mayor parte de la energía retirada sin contrato fuese asumida por las empresas estatales (asumieron la contratación en el semestre de estiaje) y las privadas asumieron la contratación en el semestre húmedo.

La consecuencia que devino fue la necesidad de modificar las causales que llevaron a esta situación. Un primer paso fue recortar la discrecionalidad del Regulador, reemplazando el período de cálculo del precio regulado de 48 meses a futuro a 12 meses pasados más 24 meses futuros; así, la discrecionalidad se reducía de 48 a 24 meses.

Proyecto de exportación y modificación de leyes y contratos El Concesionario planificó la recuperación de su inversión en base a una monetización acelerada de los líquidos del yacimiento, lo cual lo obligaba a extraer mucho más gas del que pudiese ser consumido por el mercado peruano. Por eso, las instalaciones de extracción se dimensionaron para 1,200 MMPC/D y las de transporte, en su etapa inicial, para 280 (300) MMPC/D que como máximo podría requerir el mercado local. El saldo del gas extraído se tenía que reinyectar, al costo de comprimirlo a muy altas presiones y al riesgo que parte de lo reinyectado se volviese irrecuperable37. El mercado de exportación aliviaba esa situación.

Paralelamente, desde el año 2002, utilizando el argumento de una baja demanda proyectada y las infladas expectativas de encontrar nuevos yacimientos en el corto plazo, empresas participantes en la Concesión del Campo, convencieron al Estado Peruano de las bondades de un proyecto para exportar Gas Natural Licuado (GNL o LNG38). Arguyeron que: (i) representaba una fuerte inversión en el país; (ii) aceleraba los ingresos por exportaciones; (iii) ocasionaba mayor exploración y la consiguiente ampliación de las reservas39.

35 COES son las siglas de Comité de Operación Económica del Sistema. Por Sistema se entiende al SEIN o Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 36 Despachar en este caso significa disponer (ordenar) como se efectuará la producción de una unidad generadora de energía eléctrica. 37 El marco legal usado en el concurso, para penalizar el riego de reinyección, establecía que la regalía se pagaba sobre la cantidad producida de gas; antes del inicio de operaciones, esta condición fue cambiada al pago sobre la cantidad comercializada de gas. 38 LNG son siglas de Liquefied Natural Gas. 39 Explícitamente se indicaba que Bolivia, firmó con Brasil un contrato de exportación de gas cuando sólo tenía la mitad de las reservas necesarias y que, gracias a ese contrato, quintuplicó sus reservas. En base a

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Bajo el marco legal y contratos existentes, las reservas probadas eran insuficientes para soportar el proyecto exportador. Este último necesitaba comprometer un total de 4.2 TCF o billones de pies cúbicos de las reservas probadas certificadas; sin asignación de estas últimas, no habría créditos para el proyecto de exportación.

El marco legal requirió la modificación de la Ley 27133, de su Reglamento y del Contrato de Licencia (Concesión) del Lote 88; lo último requería la modificación previa de la ley 27133 y su Reglamento. A más de esto, se otorgó facilidades tributarias especiales (Ley 28176, del 23/02/04) y trato tributario y estímulo al proyecto de exportación, similar a los normados para los proyectos de exploración, que arriesgan capitales.

Se partió por modificar el D.S. D.S. N° 040-99-EM que reglamentaba la Ley 27133; era una modificación relativamente sencilla, pues requería sólo 2 voluntades (firmas): la del Ministro del Sector y la del Presidente de la República. Esto se efectuó mediante el D.S. 031-2003-EM del 27.09.03. Así se dejó de lado la obligación de que el período mínimo de garantía del mercado interno que la ley 27133 obligaba a incluir, era como mínimo un “horizonte permanente de 20 años”, término que se encontraba incluido en el contrato.

El siguiente paso fue la modificación de la Ley 27133, cuyo artículo 4º, inciso a), establecía la prioridad del mercado interno, “por un período mínimo a ser fijado en el Contrato”. La Ley 27133 se modificó mediante la Ley 28552, la que se presentó con el objetivo ambiental y de uso eficiente de recursos que debería impedir que gas (asociado40) extraído (en Talara) en operaciones de extracción de petróleo fuese venteado. La iniciativa de modificación de la Ley 27133 se presentó como la necesidad de modificar el artículo 4º, agregando 2 incisos, que serían los c) y d), inexistentes entonces. En el proceso de debate de la Ley 28552 nunca se trató acerca del inciso a), pero, al aprobar la adición de los c) y d), en la transcripción del nuevo texto colateralmente se olvidó copiar la frase “por un período mínimo a ser fijado en el Contrato” que acompañaba a la priorización del mercado interno según el inciso a).

Modificadas la Ley 27133 y su Reglamento, se procedió a la modificación del Contrato de Licencia por el Lote 88. Esto requiere de la expedición de un Decreto Supremo, que autorice a Perúpetro a la modificación del contrato, la que tiene que ser aprobada por la(s) otra(s) parte(s). Así, el D.S. 050-2005-EM, acogiéndose a la modificación del artículo 4to de la ley 27133, autorizó a Perúpetro renegociar la modificación de los contratos; luego, el D.S. 006- 2006-EM, aprobó las modificaciones efectuadas.

Las modificaciones a los contratos tocaron la magnitud de reservas probadas necesarias para la exportación, así como las regalías y precios para la exportación. En cuanto a la magnitud de reservas probadas existentes, se modificó la condición de asegurar el horizonte permanente de 20 años, por los siguientes 20 años a partir del año del contrato de exportación y según el pronóstico de demanda local para ese período establecida en el Plan Referencial de Hidrocarburos vigente en ese momento. El Plan vigente fue el “PRH41 2005-14”.

Según cifras oficiales42, en agosto de 2005, las reservas probadas sumaban 10.9 TCF, en tanto la demanda43, local44 y exportación, sumaba 8.2 TCF. La actualización de cifras realizada en enero de 2007, indicaba45 que las reservas sumaban 11.93 TCF y la demanda alcanzaría 10.24 TCF en un período de 20 años.

Posteriormente, el 16 de junio de 2009, en su nota de prensa N° 210-09, el MEM indicaba que desde el año 2005 el Concesionario de Campo (específicamente Pluspetrol) alcanzó

ese argumento, indicaban que el Perú también multiplicaría sus reservas, sin detenerse a revisar consideraciones geológicas o niveles de precios. 40 Gas Asociado es el que, en algunos yacimientos con esa característica, emerge conjuntamente con el petróleo, cuando este último se extrae. 41 PRH significa Plan Referencial de Hidrocarburos 42 Formalmente, las Reservas Probadas son aquellas inscritas como tales en el Libro de Reservas del Ministerio de Energía y Minas por la Dirección General de Hidrocarburos (DGH), en base a la información que suministran las empresas. La DGH utiliza su propio criterio. 43 En el caso de la demanda local, 44 Según el Plan Referencial de Hidrocarburos para el período 2005-2014 45 Presentación del Director General de Hidrocarburos, diapositivas 7 y 43, enero 2007

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anualmente al MEM los informes de Reservas Certificadas46. El cuadro que sigue indica esas cifras en TCF, así como las de Reservas Probadas que se inscribieron en el Libro de Reservas.

Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Reservas certificadas 6.757 6.972 8.167 8.795

Reservas probadas 10.87 11.20 11.15 11.15

Por decisión de la DGH, las reservas inscritas como probadas no fueron las cifras del certificador (auditor; tercero, calificado e imparcial) sino que primaron en su criterio los valores que el Concesionario de Campo (Pluspetrol, parte interesada) consideró a su juicio que existían; esta es una decisión controversial de la DGH, que puede acarrear la necesidad de explicaciones.

La tabla anterior indica, claramente, que las cifras de reservas certificadas existentes al año 2006, cuando se modificó los contratos, no permitían atender al proyecto de exportación, aún con las nuevas reglas de juego, nacidas de la modificación de leyes y contratos post licitación. Cifras posteriores indican que las reservas conocidas eran menores y la demanda proyectada47 sería mayor.

La crisis de gas del 2009 En el año 2006, ante la fuerte tendencia al crecimiento de los precios internacionales de los (combustibles) derivados del petróleo, se temió un fuerte incremento del precio del gas, porque su precio máximo estaba atado a una canasta de combustibles líquidos, por lo que se renegoció la fórmula de reajuste, hacia otra que la independizaba del precio del petróleo y la indexaba a los costos de producción en la industria petrolera, pero con un tope al incremento anual de precios, que era 5% para los primeros 6 años y de 7% para los 5 años subsiguientes. La renegociación se desarrolló durante los 6 primeros meses de un nuevo gobierno que había ganado por estrecho margen las elecciones a una opción radical. La renegociación no tocó el precio de los líquidos, que proveían más del 80% de los ingresos del Concesionario de Campo.

Dado que en los 2 años transcurridos desde que el gas ingresó al mercado en agosto del 2004, el Concesionario por propia decisión no había aplicado el incremento de precios al gas al que tuvo derecho, el precio de éste ya era barato. En esas circunstancias, al limitar la renegociación el incremento anual de su precio, no sólo se logró una predictibilidad para su precio en una época en que el petróleo escalaba precios aceleradamente, sino que, con relación a éste, el precio del gas se abarató notablemente, más allá de lo que sería racionalmente recomendable. El bajo precio de una fuente de energía no sólo indica bajo costo de extracción y producción, sino abundancia. El gas tiene, además de su bajo costo, las ventajas de (i) su relativa tolerancia ambiental (menos CO2 que otros fósiles); (ii) ser un combustible limpio para uso industrial (el de Camisea no contiene azufre, ni partículas ni residuos que deterioran equipos); y (iii) que el equipamiento para utilizarlo es relativamente más barato. Con todas las consideraciones señaladas, el bajo precio era un fuerte incentivo para abandonar otras fuentes y consumir intensamente otra fuente que, para esa nueva escala de consumo, dejaba de ser abundante.

En el año 2004, paralelamente a la llegada del gas natural de Camisea – abundante y barato – a Lima, el abastecimiento de gas de Argentina a Chile se interrumpía por insuficiencia de la producción; así, proyectos en base a gas madurados con destino a Chile, comenzaron a migrar con destino a Perú.

En los años 2007 y 2008, al presentarse un fuerte crecimiento de los precios internacionales del petróleo, el bajo precio del gas acrecentó s demanda, especialmente en la generación eléctrica donde constituía la única opción real, lo que acarreó 2 problemas colaterales: (i) 46 La empresa certificadora fue Gaffney, Cline & Associates 47 Al proyectar la demanda se asumió que en el año horizonte (vigésimo año) se interrumpiría el abastecimiento de gas a los consumidores aparecidos en años anteriores, sin tener en cuenta que los contratos de compra de gas no son por un año, sino por períodos de 10 a 20 años. Es decir, no se incluyó la demanda comprometida.

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concentró toda la nueva generación eléctrica en Lima; y (ii) volvió insuficiente al sistema de transmisión eléctrica y trajo la necesidad de un reforzamiento considerable en los enlaces con el norte y sus del país. Así, en el año 2008 el gas natural alcanzó un nivel de consumo igual al inicialmente previsto para el año 2015, con restricción de gas para nuevos suministros, en tanto las capacidades de producción y transporte así como las reservas probadas no tuviesen niveles de suficiencia adecuados para cubrir la demanda.

La crisis en el suministro de gas natural alcanzó su pico en junio de 2009, cuando el Ministerio de Energía y Minas recibió un reporte de auditoria de las reservas probadas certificadas de Camisea, las cuales eran 8.8 TCF. Comparando esta cifra con el pronóstico de consumo, resultaba un déficit, lo que motivaba, entre otras acciones, que el Consorcio Camisea no accediese a firmar nuevos contratos de suministro de gas para generadoras eléctricas e industriales, provocando con ello serias preocupaciones por el desabastecimiento futuro de gas, incluida una posible falta de energía eléctrica.

En julio de 2009, el mensaje presidencial al Congreso de la República y a la Nación indicó que las reservas de gas se dedicarían primero al mercado interno y, si había excedentes, recién a la exportación; asimismo, indicó que con normas de menor jerarquía se habían modificado otras de mayor jerarquía para dar paso a las modificaciones contractuales de Camisea e instó al Poder Judicial a intervenir y sancionar a los responsables. Días después el Primer Ministro cuestionó las modificaciones a los contratos, considerándolas ilegales. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció que se estaba llevando a cabo una renegociación con el Concesionario (Consorcio Camisea), para incrementar la dedicación de reservas al mercado interno.

Al revisar los compromisos de exportación, se encontró que los precios de venta en Boca de Pozo del gas de Camisea al mercado interno, que en esos momentos eran US$ 1.50/MMBTU y US$ 2.70/MMBTU para la generación eléctrica y para los demás consumidores48, resultaban ampliamente superiores a los precios de venta para exportación. Esto, debido a que los precios internacionales (referidos al Henry Hub), a los que estaba vinculado el precio de venta del gas a la planta de licuefacción para exportación, tenían valores entre US$ 3 y US$ 4/MMBTU; un análisis de precios en el contrato de venta de gas a la planta de licuefacción49 indicaba que, mientras el Henry Hub estuviese por debajo de US$ 4.40, el precio de venta sería igual a la regalía mínima que el Concesionario (Consorcio Camisea) pagaba al Estado (Perúpetro). En la práctica, el Concesionario regalaba el gas a su comprador (Perú LNG) y todo lo que recibía de éste pasaba al Estado, como regalía.

Obviamente, resultaba sorprendente como el Estado – teniendo una empresa técnicamente calificada para dichas negociaciones, como es Perúpetro – podía haber hecho semejante compromiso: (i) desatendía el suministro interno, por exportar; (ii) al exportar recibía ingresos (regalías e impuesto a la renta) muy inferiores a los que recibiría del mercado interno; (iii) lo peor, se había llegado a esa situación mediante un proceso de oscuras modificaciones de leyes, reglamentos y contratos, para cambiar una transacción que fue producto de una licitación internacional, con muy poca diferencia de ofertas entre el ganados y el segundo.

Al MEM se le demandaba como mínimo lograr prioridad para el mercado interno en abastecimiento de gas y que las reservas del Lote 88 sean destinadas únicamente al mercado interno. En agosto de 2009 el MEM presentó el resultado de su negociación: (i) un mayor flujo de gas de Camisea, de 150 MMPC/D a ser asignado a contratos del mercado interno; (ii) el compromiso que en los próximos 5 años el gas del Lote 88 no sería para exportación y que ésta se atendería sólo con gas del Lote 56; (iii) que las reservas del Lote 57 serían dedicadas íntegramente al mercado interno50. Los dos últimos puntos no fueron encontrados satisfactorios, debido a que: (a) no se asegura que el gas del lote 88 quede sólo para el mercado interno; (b) es natural que los socios del Consorcio Camisea no incluidos en el proyecto de exportación, no deseen obsequiar su gas a los socios vinculados a Perú LNG y prefieran que se exporte el gas del Lote 56, hasta ver si el futuro – cuando se exporte el gas del Lote 88 – trae mejores precios; (c) con precios internacionales de US$ 3 a US$ 5/MMBTU, aspiración a recibir en Boca de Pozo alrededor de US$ 3/MMBTU para recuperar su inversión, 48 Sin contar a la Petroquímica, que tenía precios aún mayores 49 Contrato entre el Consorcio Camisea y Perú LNG, cuya copia se puede solicitar al MEM 50 El Lote 57 reporta reservas de 2 TPC; su concesionario es Repsol, empresa que comprará el gas licuado producido por Perú LNG para transportarlo a México y venderlo allí.

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más costos de transporte a la costa, licuefacción y transporte marino, no resulta rentable exportar el gas del Lote 57; sólo puede colocarse en el mercado peruano; así, su concesionario, que al mismo tiempo es quien vende el gas a México, en la práctica compra gas en la selva peruana a alrededor de US$ 0.20/MMBTU para exportarlo y el que produce lo vendería a alrededor de US$ 3/MMBTU para el mercado interno.

Paralelo a la negociación del MEM con el Concesionario, trascendió que Perúpetro, contraparte formal del Concesionario, exigió a éste (Consorcio Camisea) cumplir su compromiso51, lo que lo obligaría a entregar no 150 MMPC/D sino 289 MMPC/D por 20 años, argumentando lo siguiente: (a) que al modificarse los contratos de Camisea se autorizó la exportación de hasta 4.2 TPC; (b) que en ese momento, las reservas probadas válidas para el contrato eran de 10.83 TPC; (c) que, independientemente de lo que en ese momento se hubiese pronosticado como demanda de gas para el Perú, quedaba claro que las reservas remanentes, o sea 10.83 TCP – 4.2 TCP = 6.63 TCP, debían dedicarse al Perú; (d) que no había limitaciones en capacidad de infraestructura; y (e) que, descontando las reservas ya dedicadas al mercado interno, quedaba un remanente de 2.133 TPC que permitirían dedicar un adicional de 289 MMPC/D al mercado interno.

El tema mereció una interpelación del titular del pliego por el Congreso de la República, la que se realizó el 07/10/09. En aquella ocasión, basado en el mismo informe que en junio lo llevó a indicar que las reservas probadas de los Lotes 88 y 56 eran 8.8 TCP, el MEM expresó que éstas eran en realidad 13.8 TCP que, sumadas a las del lote 57 permitían llegar hasta 15 TPC y que serían suficientes para cubrir la demanda hasta el año 2028. Presentó las cifras de proyección que así lo indicaban y que señalaban que el mercado interno consumiría un acumulado de 6 TCP hasta entonces.

Proyección demanda de gas natural par 20 años:

[MMPCD] 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2028 Acumulado[TCF]

1- Uso Eléctrico 170 201 220 252 285 180 257 179 269 269 269 1.7

2- Uso Industrial 92 125 161 233 290 325 364 406 446 482 500 2.2

3- Uso Petroquímico 170 170 170 170 170 170 170 170 170 1.04- Uso Residencial -Comercial 1 10 17 23 28 37 44 47 51 55 57 0.2

5- Uso Vehicular 26 48 69 95 116 135 151 164 172 178 181 0.9

Total 289 384 636 773 889 847 986 966 1,108 1,153 1,177 6.0 Fuente: Exposición: “Problemática del Gas Natural”, DGH. Junio 2009

Aparentemente nadie se percató que la proyección mostrada indicaba que el consumo de gas para generación eléctrica apenas crecería en el periodo 2009 – 2028, que sería superado por el consumo industrial y que la petroquímica no crecería.

La subasta de gas La nueva cuota de gas de Camisea a dedicar al mercado interno se asignó a: (i) extender la vigencia del suministro a la industria, (ii) a cumplir un compromiso con un nuevo generador (Termochilca52); y (iii) a otros consumidores.

La cuota remanente a ser asignada a otros consumidores se estima en 80 MMPC/D. Esta asignación se realizará vía subasta. Tratándose de priorizar la asignación de un remanente de gas, ésta debió hacerse en forma pública y abierta, tal como se entregan las concesiones a través de Pro Inversión, quien ya tiene una experiencia de unos 15 años en hacerlo. Lo transparente sería que el Estado (MEM) ponga las reglas de asignación de prioridades y que el órgano especializado (Pro Inversión) lleve la subasta. El MEM ha establecido un orden de prioridades a través del D.U. 023-2009 y ha dejado que sea el Concesionario (Consorcio

51 Se refiere al compromiso después de las modificaciones contractuales criticadas por el Presidente de la República (Mensaje a la Nación del 28/07/09) y por el Primer Ministro (23/08/09, primera plana Diario El Comercio “El contrato de exportación de gas es irregular”). 52 Ver entrevista a Inga- Tatiana Alegre en “Semana Económica” del 12.07.09

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Camisea) sea quien lleve a cabo la subasta; se ha indicado que la subasta “es asunto de privados”. Al respecto, se ha publicado avisos53 anunciando el proceso y la venta de bases.

Es presumible que la subasta “entre privados” pueda incluir condiciones leoninas; lo natural en estas condiciones en que se podría estar subastando el último gas barato sería que hubiesen varios postores, cuya demanda acumulada excediese larga e incómodamente para el subastador la cifra asignada. Así las cosas, el subastador plantearía condiciones disuasorias para los postores (ejm.: altas multas, alto “Take or Pay”, obligando a pagar por el gas no consumido), tales que reduzcan el número de postores a un mínimo. Para evitar que las condiciones se hagan públicas, seguramente habrá condiciones de estricta confidencialidad, decisiones unilaterales sin expresión de causa, traslado de todos los riesgos al adjudicatario. Habría que revisar los plazos de compromiso, en particular, si estos son los 20 años indicados por Perúpetro.

En los hechos, el orden de atención a la demanda es el inverso a lo solicitado por el Presidente de la República: a la indicación de que primero se atenderá la demanda interna existente y proyectada y que sólo remanentes irán a la exportación, lo que se ha hecho es asegurar la cuota de exportación y el remanente se está subastando para el mercado interno.

Estructura de precios y volúmenes previstos por segmento de mercado.

Volúmenes por segmento de mercado: La capacidad de atender a la demanda es equivalente a la capacidad de entregar determinados flujos de gas durante determinados periodos de tiempo (años). Requiere que los recursos naturales existentes sean suficientes y que también lo sea la capacidad para explotarlos. Implica contar con: (i) suficiencia de reservas; (ii) suficiencia de capacidad de producción; y (iii) suficiencia de capacidad instalada. Esta última, a su vez, implica suficiencia en las capacidades (equipamiento) para: (a) extraer el gas; (b) procesar el gas; y (c) transportar el gas.

La suficiencia de reservas, es una condición que implica que la cantidad (masa) recuperable de gas contenida en el reservorio sea mayor o igual54 a la que resultaría de sumar las cantidades a entregar a distintos consumidores a lo largo del período de compromiso.

La suficiencia de capacidad de producción implica que el flujo (masa o volumen por unidad de tiempo) que se pueda producir sea mayor o igual a la suma de los flujos requeridos por los clientes.

Basándose en el documento “Reserve and Resource Statement - Camisea Project Fields Block 88 (Peru) - Effective February 28, 2009”55, las actuales reservas probadas de Camisea sólo alcanzan para cumplir con los compromisos existentes para los plazos fijados, sin mayor opción para nuevos usos; a grosso modo, esto es:

• Distribución56:entre 68 y 174 MMPCS/D57 hasta el año 2040, acumulando 1.788 TCF en el período de vigencia;

• Industria: entre 13 y 73 MMPCS/D, que vencen entre 2013 y 2018, acumulando 0.173 TCF en el período de vigencia;

53 El Comercio, 03/11/09 54 Materialmente es imposible extraer todo el gas contenido en su reservorio; económicamente, el límite es todavía inferior; en el momento en que la cantidad extraída no pueda recuperar el costo operativo, ya la explotación del yacimiento no es justificable. La capacidad de producción de un reservorio declina con el tiempo. Los compromisos de venta se adquieren de forma tal que puedan ser atendidos por la capacidad de producción. 55 Cuantificación de reservas de los lotes 88 y 56, hecha por Gaffney, Cline & Associates para Pluspetrol y entregada al MEM en junio de 2009 56 La distribución abastece a los sectores residencial, comercial, pequeño industrial y transporte 57 MMPCS/D es sigla de Millones de Pies Cúbicos estándar por día. El pie cúbico estándar corresponde a la masa de gas que ocupa ese volumen a 14.7 psia de presión y a 60 F de temperatura.

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• Generación eléctrica: entre 105 y 320 MMPCS/D, que vencen entre 2019 y 2022, acumulando 1.425 TCF en el período de vigencia;

• Petroquímica: entre 68 y 162 MMPCS/D, que vencen entre 2032 y 2033, acumulando 1.245 TCF en el período de vigencia.

• Total acumulado: entre 174 y 729 MMPCS/D, que vencen entre 2013 y 2040, acumulando 4.086 TCF en el período de vigencia.

• Exportación: 589 MMPCS/D, entre 2010 y 2028, acumulando 4.086 TCF en el período de vigencia.

• Gran total: entre 174 y 1318 MMPCS/D, que vencen entre 2013 y 2040, acumulando 8.717 TCF en el período.

Precios por segmento de mercado: Los precios necesitan reflejar los costos producir, transportar y distribuir el gas, incluyendo entre los primeros la recuperación de los costos de exploración.

En el caso del proyecto Camisea (Lote 88), el costo de exploración no fue incluido dentro de los precios de venta del gas natural, al ser la exploración un costo hundido por Shell cuando esta empresa devolvió los hoy lotes 88 y 56 al Estado, Pero esta situación no se puede repetir en nuevos descubrimientos (casos de los Lotes 57 y 58, por ejemplo) a que haya lugar, donde las empresas han tenido que invertir en la exploración.

En todos los casos, el precio al consumidor final tiene 3 componentes:

• El costo de producción, que incluye la extracción y procesamiento (separación entre líquidos y gas natural) y que debe cuidar de recuperar el costo de exploración y corresponde al precio del gas en el yacimiento productor; van atados a él los conceptos de Precio en Boca de Pozo y Punto de Fiscalización;

• El costo de transporte del gas natural desde el campo hasta la llegada a la zona de uso (Puerta de la Ciudad);

• El costo de distribución.

En el caso del Lote 88, el Precio en Boca de Pozo, para el mercado interno, se distingue según su destinatario final sea o no la generación eléctrica; el precio inicial fue US$ 1.00/MMBTU en el primer caso y US$ 1.80/MMBTU en el segundo, más una fórmula de actualización que inicialmente estuvo vinculada a una canasta de petróleos residuales y posteriormente (diciembre de 2006) fue renegociada por un gobierno entrante al uso de otros parámetros, vinculados al costo productivo en la producción de hidrocarburos y, además, con topes anuales de escalamiento. Los precios de transporte y distribución de gas natural están regulados; parten de precios iniciales que se escalan con parámetros ligados al índice de Precios al Consumidor.

Conclusiones y propuestas:

• El proyecto Camisea tuvo continuidad en su ejecución, pero no en la visión de los sucesivos gobiernos, que lo desarrollaron;

• Un proyecto concebido como de seguridad energética (en hidrocarburos) para el largo plazo, se convirtió en un proyecto de abaratamiento de energía eléctrica y de exportación de hidrocarburos para el corto plazo;

• El consumo del gas de Camisea en el sector residencial ha sido menor que el inicialmente previsto; ha sido mayor a lo previsto en los sectores eléctrico e industrial; ha ingresado con éxito al sector transporte y también está previsto para Petroquímica; ha dedicado más de la mitad de las reservas probadas iniciales a un proyecto de exportación que le representa más perjuicio que beneficio;

• Entre su mercado interno regional inicial (Lima y región centro) y la exportación, prácticamente se consumirá todas las reservas probadas de los Lotes 88 (Camisea) y

30

56 (Pagoreni). El desarrollo de otros potenciales mercados internos regionales, como las zonas surandina y sur o la costa norte del Perú, necesitarán del hallazgo de nuevas reservas;

• El gas que pueda provenir de otros yacimientos, aledaños a Camisea (Lotes 56 y 57) o más lejanos (Madre de Dios, zócalo norte, selva centro, …) para su desarrollo necesitará precios sensiblemente mayores que los actuales;

• Lo ocurrido con Camisea muestra la insuficiencia de cultura energética en el Perú, lo que debilita su capacidad para concordar políticas de largo plazo;

• Se necesita reevaluar el proyecto (reservas, usos,…) para considerar su reorientación, hacia:

o Los sectores que debe atender prioritariamente (residencial, transporte, industria) y aquellos en los que cuenta con recursos sustitutos (electricidad);

o El vínculo entre uso eficiente y precio;

o Evitar crear una industria que se sustente en un nivel de precios insostenible en el largo plazo.

• Se necesita evaluar los cambios ocurridos, como experiencia a tener en cuenta.

4. Estructura de los precios y tributación de los combustibles.

El consumo de combustibles se orienta siguiendo la señal económica que marcan sus precios relativos y los límites que establece la normatividad respecto a sus características.

Al examinar los gastos que se realizan en un vehículo durante su ciclo de vida, en términos muy gruesos un vehículo que cuesta entre US$ 15,000 y US$ 20,000, opera recorriendo entre 300 mil y 400 mil kilómetros, con un rendimiento de 30 a 40 km por galón; es decir, en ese ciclo de vida consume alrededor de 10,000 galones que, a un precio de US$ 4/galón, implica un gasto de US$ 40,000 en combustible; en repuestos y reparaciones se gasta una cantidad semejante al costo cuando nuevo. Un vehículo de transporte público puede recorrer 200 km/día (10 horas a una velocidad promedio en ciudad de 20 km/h), con lo cual completa su ciclo de vida en 1,500 a 2,000 días, es decir en 4 a 6 años. Un vehículo particular puede tener un recorrido equivalente a la mitad o hasta cuarta parte de un vehículo de servicio público, con lo cual su vida cronológica se extiende en la misma proporción, lo que daría un rango de 8 a 20 años de vida.

Por otro lado, los vehículos más modernos permiten un mayor rendimiento58, lo cual exige una mayor relación de compresión y, como consecuencia, para los vehículos a gasolina, un mayor octanaje en la gasolina. Pero al mismo tiempo, un vehículo más nuevo se identifica con una mayor capacidad de pago y esto promueve que se recargue los márgenes de comercialización y el ISC a este segmento de consumidores, identificándolos por el octanaje de la gasolina que consumen.

El mercado peruano ofrece, para las gasolinas, 4 niveles de octanaje: 84, 90, 95 y 97/98 octanos. Se puede distinguir que son los vehículos modernos o los con motores modernos los que requieren un mayor octanaje (95 a 98 octanos) para sus motores, mientras los vehículos más antiguos requieren menores octanajes (84 o 90 octanos)

En el Perú, los precios de los combustibles se conforman a partir de un Precio Base, correspondiente a su costo de producción. Al Precio Base se le agrega un Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), que es una cantidad fija59, independiente del Precio Base, fundamentado en la compensación por daños a la salud pública y al medio ambiente. A algunos combustibles se les agrega un impuesto al rodaje que, en su origen, estuvo destinado a resarcir los daños que los vehículos causaban a la estructura vial; este impuesto es una tasa porcentual aplicada al 58 medido a través de índices como km recorridos por galón de combustible o necesidad de combustible para un recorrido de 100 km 59 En una época fue un porcentaje del precio base, de tal forma que representó una cifra que variaba con el precio del combustible y afectaba directamente el monto recaudado por ISC

31

Precio Base. Luego se aplica el Impuesto General a las Ventas (en adelante IGV), que grava la suma de los precios base más ISC y más el impuesto al rodaje. El IGV es un porcentaje fijo (actualmente 19%).

A fines del año 2004, como aporte al CONAM, efectué un estudio sobre la validez de la señal económica que proyectaba el ISC, con el propósito de propiciar la corrección de la señal económica, proponiendo los cambios necesarios, sin alterar el ingreso fiscal.

Como resultado del estudio, se encontró que:

• A nivel de costo de producción (Precios Base), no existían grandes diferencias entre los combustibles ligeros (GLP y gasolinas) y medianos (Diesel Nº 2 y kerosene) y que los combustibles pesados costaban del orden del 80% de los ligeros;

• Sin embargo, a nivel de precio de venta para inicio de la cadena de distribución (Precios Ex - Planta), los precios de los combustibles medianos eran el 80% de los ligeros y los pesados el 40% de los ligeros. Es decir, los impuestos y específicamente el ISC alteraban significativamente la señal de precios.

Como consecuencia, las señales estaban en sentido inverso a lo sensato:

• Los combustibles limpios subsidiaban a los sucios; y

• Los que menor daño causaban a la infraestructura vial subsidiaban a los que causaban el mayor daño.

En suma, las señales económicas emitidas por los precios de los combustibles más las muy pocas exigencias de las normas respecto a la calidad de los combustibles, conducían a deteriorar la calidad del aire.

En cuanto a volúmenes de recaudación tributaria, los combustibles proveían el 70% de los ingresos fiscales por ISC; esto dificultaba la modificación del ISC.

El estudio propuso un cambio, para lo cual creó el concepto de Nocividad.

La Nocividad se vinculó al daño que ocasionan las emisiones de los combustibles, tanto a la salud pública como al medio ambiente. Cada combustible tiene una composición química, que determina sus emisiones. Para establecer la Nocividad de cada combustible, se asignó un valor relativo al perjuicio de cada emisión. Ese valor relativo representaría la magnitud relativa del ISC que debería corresponder a cada combustible. Para diferenciarlo del ISC existente, al valor obtenido después de redistribuir el costo social se lo designó como ISC*. Como diagnóstico, el ISC existente no correspondía al costo social; el valor que debería corresponder es el ISC*.

Se consideró que el Estado podría tener razones para inclinar la preferencia por algún tipo de combustible sobre otro, variando su participación en el mercado. A este efecto, debería modificar la señal económica de precios. Esto se lograría a través de un adicional, al que se designó como ISC+, de tal forma que el impuesto resultante fuese ISC*+ISC+.

Las cifras de asignación del daño relativo de las emisiones deberían ser propuestas por el CONAM. Con estás cifras se establecería las proporciones del ISC que deberían corresponder a cada combustibles, es decir, el ISC*.

En el CUADRO N° 1 se muestra la composición de los precios de los combustibles en el mes de agosto de 2004. En el CUADRO N° 2 se muestra los valores correspondientes del ISC que se aplicaba, los Índices de Nocividad Relativa que correspondían a cada combustible y el ISC* que se debería aplicar:

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CUADRO N° 1: COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES AGOSTO 2004

PRECIOS [S/./gln]

Combustible PrecioBase

ImpuestoSelectivo alConsumo

Impuestoal Rodaje

8%

ImpuestoGeneral a las

Ventas

PrecioEx Planta

MargenComercial

Precio alPúblico

GLP 3.93 0.28 0.80 5.01 2.31 7.32Gasolina 97 oct. 4.85 4.35 0.39 1.82 11.41 1.93 13.34Gasolina 95 oct. 4.77 4.02 0.38 1.74 10.91 1.71 12.62Gasolina 90 oct. 4.47 3.71 0.36 1.62 10.16 0.84 11.00Gasolina 84 oct. 4.10 2.90 0.33 1.39 8.72 1.02 9.74Diesel N° 2 4.61 2.10 1.27 7.98 0.55 8.53Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

CUADRO N° 2: ÍNDICES DE NOCIVIDAD RELATIVA E ISC PROPUESTO AGOSTO 2004

CombustibleImpuesto

Selectivo alConsumo

Porcentaje del Precio

BaseÍndice de Nocividad Relativa ISC

Propuesto

[S/./gln] [%] Base GLP Base D2 Calculado [S/./gln]GLP 0.28 7.2% 1.00 0.13 0.07 0.28Gasolina 97 oct. 4.35 89.7% 15.35 2.07 0.30 1.20Gasolina 95 oct. 4.02 84.3% 14.19 1.91 0.30 1.20Gasolina 90 oct. 3.71 83.0% 13.09 1.77 0.30 1.20Gasolina 84 oct. 2.90 70.7% 10.23 1.38 0.30 1.20Diesel N° 2 2.10 45.6% 7.41 1.00 1.00 3.98Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

Las cifras del CUADRO N° 2 señalan lo siguiente:

• El GLP es quien tiene y debería tener el menor ISC;

• Las gasolinas deberían tener el mismo ISC entre sí, sin embargo las de mayor octanaje tienen el mayor ISC, lo cual expresa una preferencia por fomentar vehículos antiguos que contaminan más porque tienen menor rendimiento60;

• El Diesel 2 paga menor ISC que las gasolinas, debiendo ser lo contrario; amén de que las gasolinas pagan impuesto al rodaje y el diesel no.

Durante el año 2005 los precios internacionales del crudo y sus derivados crecieron a niveles que prácticamente triplicaron los valores que regían en el 2004, manteniéndose en valores altos61. El gobierno, con el fin de disminuir el impacto de la subida de precios, redujo el ISC aplicado a los combustibles. En el CUADRO N° 3 se muestra la composición de los precios de los combustibles correspondiente a febrero de 2007, incluyendo el margen de comercialización62; las fuentes de datos son el Ministerio de Energía y Minas y el INEI.

60 Producen menos kilómetros de recorrido por galón de gasolina; es decir, para el mismo recorrido (igual número de km cargando un mismo peso) consumen mayor cantidad de combustible, emitiendo mayor cantidad de gases y presionando negativamente la balanza comercial de hidrocarburos. 61 Si bien a inicios del año 2007 los valores del WTI bajaron hasta un nivel de US$ 50/barril, luego volvieron a superar los US$ 60/barril hacia abril del 2007 (actualmente). 62 Es la diferencia entre el Precio Ex Planta (o sea el precio de venta que se factura al transportista que retira el cargamento en la planta de distribución) y el precio de venta al público; como tal, engloba los márgenes para el transportista y del comercializador.

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CUADRO N° 3: COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES FEBRERO 2007

PRECIOS [S/./gln]

Combustible PrecioBase

ImpuestoSelectivo alConsumo

Impuestoal Rodaje

8%

ImpuestoGeneral a las

Ventas

PrecioEx Planta

MargenComercial

Precio alPúblico

GLP 3.60 0.68 4.29 2.35 6.64Gasolina 97 oct. 6.18 3.15 0.49 1.87 11.69 3.21 14.90Gasolina 95 oct. 5.94 2.92 0.48 1.77 11.11 3.07 14.18Gasolina 90 oct. 5.76 2.66 0.46 1.69 10.57 1.41 11.98Gasolina 84 oct. 5.10 2.05 0.41 1.44 8.99 1.31 10.30Diesel N° 2 6.10 1.54 1.45 9.09 1.02 10.11Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

En el CUADRO N° 4 se muestran los valores del ISC a febrero de 2007, el porcentaje del ISC respecto al Precio Base y los Índices de Nocividad Relativa calculados con base al ISC del Diesel 2.

Al comparar las cifras del año 2007 (CUADRO N° 3 y CUADRO N° 4) con el año 2004 (CUADRO N° 2) se observa lo siguiente:

• En cada uno de los combustibles utilizados por el transporte, el ISC del año 2007 es menor que el del año 2004; es decir, en valor absoluto han decrecido.

• Debido al aumento del Precio Base de los combustibles63 y la disminución en valor absoluto del ISC64 respectivo,

o En las gasolinas, el ISC que en 2004 se elevaba a más del 80% del Precio Base, en 2007 se redujo a menos del 50%65.

o En el Diesel 2 el ISC que en 2004 se acercaba al 50%66 del precio base, en 2007 es un 25%67.

• En lo relativo, se seguía manteniendo el mismo mal orden del año 2004, es decir, con excepción del GLP los combustibles limpios seguían subsidiando a los sucios:

o El GLP redujo su ISC a cero; le correspondía tener y tenía el menor ISC;

o En las gasolinas, quienes deberían tener entre si el mismo ISC, se continuaba recargando a las de mayor octanaje, manteniendo la preferencia por fomentar vehículos antiguos en desmedro de los nuevos;

o El Diesel 2 seguía pagando menor ISC que las gasolinas, debiendo ser lo contrario68; pese a que los vehículos gasolineras son en general menos pesados y representan menor daño a la infraestructura vial que los que consumen diesel, las gasolinas pagan impuesto al rodaje y el diesel no.

• El comercializador distorsionaba más aun la señal económica:

o Asignaba mayor margen a las gasolinas que al diesel;

63 Al incrementar el precio internacional del petróleo, se incrementa el Precio Base de los combustibles. 64 El ISC disminuyó para amortiguar el alza de precios; al incrementar los precios, es estado recauda más por IGV, lo que le permite disminuir el ISC. 65 La cifra precisa es 46.6% 66 La cifra precisa es 45.6% 67 La cifra precisa es 25.2% 68 Al menos, hasta que un Diesel de mejor calidad (50 ppm de contenido de azufre) permita reducir su Nocividad y su ISC*

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o Entre las gasolinas, les asignaba mayor margen a las de mayor octanaje;

o Hasta asignaba mayor margen al GLP que a las gasolinas de bajo octanaje y diesel.

A nivel de ingresos totales, los comercializadores compiten por la preferencia en los productos de mayor demanda (diesel y gasolinas de menor octanaje), sus márgenes son menores porque la ganancia se obtiene por volumen; en el caso de las gasolinas de alto octanaje, los consumos son menores y las ganancias se tratan de obtener por márgenes altos, lo cual deteriora la demanda de esas gasolinas.

CUADRO N° 4: ÍNDICES DE NOCIVIDAD RELATIVA FEBRERO 2007

CombustibleImpuesto

Selectivo alConsumo

Porcentaje del Precio

Base

Índice de Nocividad Relativa

[S/./gln] [%] Base D2GLP 0.00 0.0% -Gasolina 97 oct. 3.15 51.0% 2.05Gasolina 95 oct. 2.92 49.2% 1.90Gasolina 90 oct. 2.66 46.2% 1.73Gasolina 84 oct. 2.05 40.2% 1.33Diesel N° 2 1.54 25.2% 1.00Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

Al comparar los Índices de Nocividad Relativa calculados en base al ISC del Diesel 2 del CUADRO N° 2 y del CUADRO N° 4 se nota que la variación es prácticamente insignificante, 3.6% en el mejor de los casos. Y en todo caso está muy lejos de los valores propuestos a fines de 2004.

En conclusión, se mantenía la señal económica que existía en el 2004, con los combustibles menos contaminantes subsidiando a los más contaminantes.

El ingreso del Gas Natural de Camisea como combustible automotor, que al igual que el GLP no está gravado con el ISC, contribuye a la disminución de la contaminación causada por la combustión de combustibles derivados del petróleo. Se esperaba que a mediano plazo reemplazase a una cifra significativa de vehículos de transporte público y de carga que consumían Diesel 2. A marzo de 2007 el parque de vehículos convertidos era de 5,52269 vehículos, que, sobre un total cercano al millón de automotores que circulan en Lima, constituía un 0.5% del total, porcentaje muy pequeño para que su efecto sea significativo.

Actualización a octubre 2009

A fines del año 2006 los precios del crudo y sus derivados volvieron a crecer, alcanzando el 2008 los US$ 140 por barril para el marcador WTI, nivel muy superior al alcanzado el año 2005. Tras la crisis económica-financiera de fines del 2008 los precios del crudo volvieron a bajar, hasta casi los US$ 40 por barril, recuperándose en lo que va del 2009 para fluctuar actualmente entre US$ 70 y 80 por barril.

En su intento por disminuir el impacto de los precios internacionales en el mercado doméstico el gobierno modificó el ISC de los combustibles y además creó un Fondo de Estabilización de Precio que debía compensar a las empresas refinadoras y/o importadoras de petróleo y derivados la diferencia entre sus costos (precio internacional) y el precio de venta local. Sin embargo, y a pesar de este fondo de compensación, al bajar los precios internacionales se ha hecho aún más patente las distorsiones de los precios de los diversos combustibles en el mercado interno con respecto a sus similares en el mercado internacional.

Dentro de una política para disminuir la contaminación ambiental el gobierno ha dictado norma para:

69 Vehículos convertidos a febrero 2007, fuente MINEM.

35

• Comercializar Diesel 2 mezclado con 2% de Bio-Diesel (Biodiesel B2) a partir del 1° de enero de 2009;

• Comercializar Diesel 2 mezclado con 5% de Bio-Diesel (Biodiesel B5) a partir del 1° de enero de 2011;

• Agregar a las gasolinas 7.8% de alcohol etílico a partir del 1° de enero de 2010;

• Reducir obligatoriamente el contenido de azufre en el Biodiesel de las actuales 2,500 a 5,000 ppm70 a 50 ppm como máximo. Originalmente la medida debía ejecutarse a nivel nacional a partir del 1° de enero de 2010, pero el D.S. N° 061-2009-EM71, restringió la obligatoriedad del cumplimiento de la norma a la provincia de Lima y la Provincia Constitucional del Callo72, dejando a criterio73 del MEM la determinación de zonas en donde se pueda comercializar Biodiesel con más de 50 ppm de azufre;

En el CUADRO N° 5 se muestra la composición de los precios de los combustibles correspondientes a agosto de 2009, incluyendo el margen de comercialización; las fuentes de información son el Ministerio de Energía y Minas y el INEI.

En el

CUADRO N° 6 se muestran los valores del ISC a agosto de 2009, el porcentaje del ISC respecto al Precio Base y los Índices de Nocividad Relativa calculados con base al ISC del Diesel 2.

CUADRO N° 5 : COMPOSICIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES AGOSTO 2009

Precios [S/./gln]Impuestos

Al Rodaje General a las Ventas

8% 19%GLP (**) 3.13 0.00 0.59 3.72 2.86 6.58Gasolina 97 Oct. (***) 5.77 2.30 0.46 1.53 10.06 3.01 13.07Gasolina 95 Oct. (***) 5.73 2.07 0.46 1.48 9.74 2.75 12.49Gasolina 90 Oct. (***) 4.66 1.78 0.37 1.22 8.04 1.44 9.48Gasolina 84 Oct. (***) 4.15 1.36 0.33 1.05 6.89 1.53 8.42Biodiesel B2 5.59 1.44 1.34 8.37 2.17 10.54(1) Los Márgenes son libres, los valores son estimados (DGH). Incluye el I.G.V. sobre el Margen.(*) Fuente: INEI = Precios a Agosto 2009(**) Factor de conversión 2.044 kg/gln, que corresponde al GLP 50/50 Propano/Butano(***) Gasolina sin plomo; Gasolina 97 Oct. Incluye gasolina de 98 octanos.Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

MargenComercial

(1)

Precio alPúblico

(*)Selectivo al Consumo

PrecioBase

Combustible PrecioEx Planta

70 ppm: partes por millón. 71 Publicado el 05/09/09. 72 En sus disposiciones complementarias el dispositivo en cuestión señala que el MEM determinará la oportunidad en la cual se hará extensiva esta prohibición a las demás provincias del país. 73 Los criterios obedecen a densidad poblacional, niveles de contaminación del aire, volumen del parque automotor, y consumo de diesel.

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CUADRO N° 6: ÍNDICES DE NOCIVIDAD RELATIVA AGOSTO 2009

CombustibleImpuesto

Selectivo alConsumo

Porcentaje del Precio

Base

Índice de Nocividad Relativa

[S/./gln] [%] Base D2GLP 0.00 0.0% -Gasolina 97 oct. 2.30 39.9% 1.60Gasolina 95 oct. 2.07 36.1% 1.44Gasolina 90 oct. 1.78 38.2% 1.24Gasolina 84 oct. 1.36 32.8% 0.94Biodiesel B2 1.44 25.8% 1.00Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

Al comparar las cifras del año 2009 (CUADRO N° 5 y

CUADRO N° 6) con aquellas del año 2007 (CUADRO N° 3 y CUADRO N° 4) se observa lo siguiente:

• En cada uno de los combustibles utilizados por el transporte, el ISC del año 2009 es menor que el del año 2007; es decir, en valor absoluto han decrecido.

• Debido a que la disminución en valor absoluto del ISC ha sido mayor que la disminución del Precio Base de los respectivos combustibles,

o En las gasolinas, el ISC que en 2007 superaba el 45% del Precio Base, en 2009 se ha reducido a menos del 37%74.

o En el Diesel 2 el ISC que en 2007 superaba ligeramente el 25%75 del precio base, en 2009 está más cerca del 26%76.

• En lo relativo, se sigue manteniendo el mismo mal orden del año 2007 (y del 2004), es decir, con excepción del GLP los combustibles limpios siguen subsidiando a los sucios:

o El GLP mantiene su ISC igual a cero; le corresponde tener y tiene el menor ISC;

o En las gasolinas, quienes deberían tener entre si el mismo ISC, se continua recargando a las de mayor octanaje77, manteniendo la preferencia por fomentar vehículos antiguos en desmedro de los nuevos;

o El Diesel 2 sigue pagando menor ISC que las gasolinas, debiendo ser lo contrario78; pese a que los vehículos gasolineros son en general menos pesados y representan menor daño a la infraestructura vial que los que consumen diesel, las gasolinas pagan impuesto al rodaje y el diesel no.

• El comercializador distorsiona más aun la señal económica:

o Asigna mayor margen a las gasolinas de alto octanaje que al diesel;

o Entre las gasolinas, les asigna mayor margen a las de mayor octanaje;

o Hasta asigna mayor margen al GLP que a las gasolinas de bajo octanaje y diesel.

74 La cifra precisa es 36.7% 75 La cifra precisa es 25.2% 76 La cifra precisa es 25.8% 77 Excepción de la gasolina de 95 octanos que, porcentualmente, tiene un ISC menor a la de 90 octanos. 78 Al menos, hasta que un Diesel de mejor calidad (50 ppm de contenido de azufre) permita reducir su Nocividad y su ISC*

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A nivel de ingresos totales, los comercializadores siguen compitiendo por la preferencia en los productos de mayor demanda (diesel y gasolinas de menor octanaje), sus márgenes son menores porque la ganancia se obtiene por volumen; en el caso de las gasolinas de alto octanaje, los consumos son menores y las ganancias se tratan de obtener por márgenes altos, lo cual deteriora la demanda de esas gasolinas.

Al comparar los Índices de Nocividad Relativa calculados en base al ISC del Diesel 2 del CUADRO N° 4 y del

CUADRO N° 6 (Biodiesel B2) vemos que la variación es bastante notoria, entre 20 y 30%. Incluso la gasolina de 84 octanos tiene un menor Índice que el Biodiesel B2. Aunque todavía están bastante lejos de los valores propuestos a fines de 2004 excepto en el caso de la gasolina de 84 octanos.

El ingreso del Gas Natural de Camisea como combustible automotor, que al igual que el GLP no está gravado con el ISC, ha contribuido a la disminución de la contaminación causada por la combustión de combustibles derivados del petróleo. Tanto el Gas Natural como el GLP han reemplazado a una cifra significativa de vehículos que consumían Diesel 2. Sin embargo, su utilización se ha visto limitada a unidades ligeras, particularmente taxis, sin tener mayor impacto en el transporte público y de carga. El parque de vehículos convertidos que alcanzó la cifra de 73,83979 en agosto de 2009 representa, sobre un total ligeramente superior al millón de automotores que circulan en Lima, un porcentaje cercano al 7%, todavía pequeño pero que, sumado al número de vehículos que consumen GLP, han comenzado a hacer sentir su efecto.

Con la información sobre ventas de combustibles publicadas por el MINEM en el mes de agosto y con un estimado de los porcentajes que de cada combustible se utilizan en el parque automotor, se calculó el ingreso por ISC que habría obtenido el estado. En base a asignar cifras de daño relativo de las emisiones se establecieron los ISC* para cada combustible, ajustando el valor base que correspondía al Diesel 2 de tal manera que la nueva recaudación igualase a la primeramente calculada. Así en el CUADRO N° 7 se muestra:

• El volumen de combustible comercializado;

• El porcentaje que corresponde al consumo automotor; el GLP80 se utiliza principalmente para cocina y para calentar agua; en tanto que el porcentaje de Diesel no utilizado en transporte corresponde mayormente a usos industriales o de generación eléctrica.

• La nueva propuesta para el ISC*;

Finalmente en el CUADRO N° 8 se presenta un resumen comparando el ISC con el ISC* y su efecto en la cadena de precios hasta llegar al consumidor. Se han mantenido el Impuesto al Rodaje y el Margen Comercial como aparecen en el CUADRO N° 5.

79 Vehículos convertidos a agosto 2009, fuente Cámara Peruana del Gas Natural Vehicular (CPGNV). 80 La demanda de GLP para uso vehicular supera el 20% del total de GLP consumido a nivel nacional según informa OSINERGMIN, Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

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CUADRO N° 7: NUEVA PROPUESTA PARA EL ISC* AGOSTO 2009

Volumen Comercializado

Uso Automotor

Recaudación Mensual

ÍNR propuesto ISC*

Recaudación Mensual

[MBPD] [%] [MS/.] Base D2 [S/./gln] [MS/.]GLP 32.38 24.5% 0.0 0.00 0.00 0.0Gasolina 97 oct 1.18 100% 3,533.6 0.42 0.79 1,102.8Gasolina 95 oct 1.59 100% 4,285.3 0.43 0.83 1,549.8Gasolina 90 oct 9.04 100% 20,950.7 0.47 0.89 9,436.5Gasolina 84 oct 13.31 100% 23,568.3 0.52 0.99 15,424.0Biodiesel B2 76.33 89% 126,695.3 0.95 1.91 151,520.2

179,033.22 179,033.2Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

Combustible

CUADRO N° 8: COMPARACIÓN ISC VS. ISC* - EFECTO EN LA CADENA DE

PRECIO AGOSTO 2009

Combustible Precio Base ISC ISC* IGV IGV* Ex Planta Ex Planta* P. Púb.[S/./gln]

GLP 3.13 0.00 0.00 0.59 0.59 3.72 3.72 6.58Gasolina 97 oct 5.77 2.30 0.79 1.62 1.34 10.15 8.36 13.16Gasolina 95 oct 5.73 2.07 0.83 1.57 1.33 9.83 8.35 12.58Gasolina 90 oct 4.66 1.78 0.89 1.29 1.12 8.11 7.05 9.55Gasolina 84 oct 4.15 1.36 0.99 1.11 1.04 6.95 6.51 8.48Biodiesel B2 5.59 1.44 1.91 1.34 1.42 8.37 8.92 10.54Elaboración: Alfa Plus S.A.C.

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Analizando el CUADRO N° 8 se observa lo siguiente:

• El ISC para las gasolinas disminuye en promedio 51% (máximo 65% para la de 97 oct., mínimo 28% para la de 84 oct.);

• El ISC para el Diesel 2 se incrementa en 32%;

• El Precio Ex Planta para las gasolinas disminuye en promedio 13% (máximo 18% para la de 97 oct., mínimo 6% para la de 84 oct.);

• El Precio Ex Planta para el Diesel 2 aumenta en 7%;

• El precio al público para las gasolinas disminuye en promedio 10% (máximo 14% para la de 97 oct., mínimo 5% para la de 84 oct.);

• El precio al público para el Diesel 2 aumentaba en 5%.

Conclusiones y propuestas:

Las cifras anteriores, permiten establecer lo siguiente:

• El mayor costo para un vehículo termina siendo el combustible;

• El ISC (Impuesto selectivo al consumo) es el factor gravitante en la señal de precios para elección de los combustibles líquidos para el transporte; es capaz de distorsionar e invertir la señal proveniente de los costos de producción;

• El ISC y el impuesto al rodaje, que conceptualmente compensan efectos perniciosos sobre la salud, medio ambiente y deterioro de la carpeta asfáltica, emiten señales de sentido inverso, que implican que los combustibles limpios subsidien a los sucios

• Con los nuevos valores de ISC, el impuesto al rodaje y el margen de comercialización se convierten en las señales económicas para dirigir el consumo hacia combustibles menos contaminantes. No ha cambiado respecto al 2007;

• El Margen Comercial elimina el efecto de la disminución del ISC cuando se comparan solamente gasolinas. No ha cambiado respecto al 2007;

• Los nuevos precios Ex Planta de las gasolinas de bajo octanaje brindan un margen que se podría aprovechar para la implementación del ISC+. No ha cambiado respecto al 2007;

• Los ÍNR vigentes en agosto de 2009 y el rango cubierto (0.94 ~ 1.60) son menores a los correspondientes de febrero de 2007, lo que indica que se ha avanzado en eliminar las distorsión que favorece a los combustibles más contaminantes.

5. Efecto de la crisis económica internacional en los precios internacionales y locales de combustibles.

En la primera mitad del siglo XX el petróleo se posesionó como la principal fuente de energía primaria en el mundo, desplazando al carbón mineral. Su estado natural de líquido que le permitía acomodarse mejor a los espacios disponibles y su mayor poder calorífico, aunados a su costo, le permitió hacerlo.

El año 1973 el precio del barril bordeaba los US$ 3, lo cual permitía una energía barata y abundante, que no contribuía a su ahorro. Ese año, como consecuencia de la guerra del Yom Kippur en el medio oriente y de las intervenciones que tuvieron las potencias militares de la época, los países árabes, una de las 2 partes en contienda, declararon un embargo petrolero a occidente. Como resultado, el petróleo escaseó y sus precios llegaron a US$ 13 por barril. En esa época, el petróleo proveía el 50% de la energía consumida en el mundo.

El embargo petrolero trajo sus consecuencias. Comprobó en los hechos, lo que se temía en los análisis geopolíticos, que indicaban lo inestable que podría ser el suministro de petróleo, dado que sus mayores reservas estaban concentradas en el oriente medio, zona conflictiva, no sólo por ideologías políticas distintas, sino por diferencias en ideologías religiosas.

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La reacción de los países desarrollados fue disminuir su dependencia del petróleo, al menos en la producción de energía eléctrica. Francia emprendió un programa de energía nuclear, con el lema “Todo eléctrico, todo nuclear”. Alemania proclamó “Weg vom Öl” (“Lejos del petróleo”). Brasil emprendió un programa de uso de energías renovables, con hidroenergía para lo eléctrico y bíocombustibles para el transporte, más una búsqueda de petróleo, a través de su empresa estatal Petrobrás, que ha tenido gran éxito en los últimos 2 años.

En 1980 sobrevino una segunda gran crisis y los precios se volvieron a elevar, hasta niveles de US$ 30 por barril. El efecto del embargo petrolero fue menos severo que el de 1973. En los años siguientes, el mayor costo del petróleo y de la energía alteró los puntos de diseño de los equipos e instalaciones, hacia mayores eficiencias; por ejemplo, el costo adicional de emplear mayores (y mejores) superficies de transferencia de calor, que permitiesen mayor aprovechamiento del calor (mayor eficiencia), fue compensada por la disminución de costos de un combustible que había llegado a ser varias veces más caro que antaño.

Los mayores precios trajeron no sólo mayor eficiencia en el aprovechamiento de la energía, sino mayor exploración, exitosa. Así, se fue encontrando anualmente mayor cantidad de reservas que los “stocks” que se consumían. Esto fue teniendo su efecto sobre los precios. Hacia fines de siglo se produjo la denominada Crisis Asiática, que llevó los precios del petróleo al borde de los US$ 10 por barril. El siglo XX cerró con precios del orden de US$ 20 a 25 por barril, con una participación del petróleo de 40% en la producción mundial de energía y con la sensación que los precios se mantendrían en su nivel por bastante tiempo. Proyecciones como las del DOE81 asignaban un máximo nivel futuro de precios de US$ 30 por barril. Sin embargo, ya los nuevos hallazgos de petróleo eran inferiores al consumo anual, indicando que las reservas disminuían en términos de años de cobertura para la demanda futura.

Otra inquietud comenzó a acrecentarse con el nuevo siglo: el llamado “Pico de Hubbert”, que indica que un campo petrolero o gasífero (o cualquier otro recurso no renovable) puede incrementar su producción y seguir el curso de la demanda sólo hasta que la mitad de sus recursos se haya agotado; después, sigue una declinación de la producción. Una crisis energética sobreviene no cuando el total de reservas se haya agotado, sino cuando la oferta ya no pueda seguir a la demanda, es decir al haberse consumido la mitad de las reservas.

El Dr. Hubbert hizo su predicción en los años 50 cuando, por encargo del gobierno norteamericano, efectuaba una prospectiva de la energía nuclear. Predijo que sucedería con los campos petroleros de Pensylvania en los años 70. Pese a la exceptitud y hasta burla a su pronóstico, éste se cumplió.

Si se suma las curvas producción vs consumo de reservas de los distintos campos petroleros de una región o aún del mundo, se obtiene como resultante el valor global, o curva de Hubbert de ese conjunto. Existe consenso de que el Pico de Hubbert de las reservas mundiales de petróleo y gas ocurrirá algún día. Las divergencias están en la fecha en que ocurrirá. Existen predicciones que lo sitúan tan temprano como en el 2010; otras lo llevan hacia el 2030. Hay quienes estiman que las reservas recuperables de petróleo existentes en la naturaleza son 2 billones de barriles y que ya nos aproximamos al consumo acumulado de 1 billón de barriles y, con ello, al Pico de Hubbert del petróleo. Sus cálculos indican que, si las reservas fuesen 3 billones en vez de 2 billones de barriles, el Pico de Hubbert sólo se desplazaría 10 años hacia el futuro; que en la velocidad con la que nos acercamos a él influye mucho los niveles de consumo que van alcanzando las poblaciones de China e India, que son las 2 mayores del mundo.

En la primera década de este siglo, iniciado con un precio internacional del barril de petróleo de US$ 25 y con pronóstico de no superar los US$ 30 en los primeros 20 años, el precio alcanzó los US$ 147 por barril en julio de 2008 y contribuyó a agotar la economía mundial; la crisis que sobrevino, achacada a los negocios inmobiliarios y financieros, llevó el precio a la baja hasta bordear los US$ 40 por barril, para recuperarse progresivamente, alcanzar el nivel de los US$ 70 por barril y haber trepado recientemente hasta US$ 78, aproximándose a los US$ 80 por barril.

81 DOE son siglas de “Department of Energy” o Ministerio de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica

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A más de los hechos especulativos que generaron el incremento del precio del petróleo, es un hecho que los mejores campos han ido declinando y que ha habido que recurrir a campos con mucho mayores costos de producción y ha que hay una distancia muy corta entre la capacidad de producción y de refinación y la demanda, de forma que cualquier traspiés, genera inquietud y favorece la especulación, alentada por la poca estabilidad que reina en los grandes productores de petróleo en el mundo. Los grandes descubrimientos anunciados por Petrobrás en la costa Atlántica de Brasil, requerirán perforaciones de 8,000 metros de profundidad y nuevas tecnologías; el primer pozo costó US$ 160 millones y los pozos adicionales se estima costarán US$ 60 millones cada uno.

El Perú es un importador neto de petróleo. Consume del orden de 160 mil barriles por día, de los cuales produce 120 mil/día (gracias a los líquidos de Camisea), importa 80 mil/día y exporta 40 mil/día. Exporta debido a que en la selva produce petróleo pesado que no puede ser refinado en el Perú, lo que lo obliga a importar petróleo más ligero y adecuado a sus refinerías, amén de importar derivados como el diesel y exportar otros como las gasolinas. El proceso de importar y exportar representa pérdidas en los fletes.

Los precios para el consumidor final se basan en la llamada “Paridad de Importación”. Se entiende que existe n costo de producción del petróleo que se vende dentro del pañis a un precio internacional; lo que se consume en el país, se refina, lo que le agrega un costo a sus productos. Pero estos se venden en base a un costo de oportunidad, que es el de Paridad de Importación; este precio supone el costo que resultaría de un proceso eficiente de importación de combustible y que ese valor es el máximo que se podría cobrar en el mercado local; entonces, a los costos de producción se les agrega un margen refinero y otro comercial, que permiten ganancias sin qu el precio final exceda la paridad de importación.82

Otro problema que se confronta al fijar los precios internos es la volatilidad que tienen los precios internacionales; esa volatilidad fue muy acentuada entre los años 2005 y 2009. El Estado perseguía contar con una señal estable de precios, para evitar que ésta indujese inestabilidad en los precios de los productos. Entonces creó un mecanismo de estabilización de precios, en la forma de un fondo financiero que, luego de fijado el precio medio, cuando el precio internacional subía por encima del precio medio, el fondo estabilizador aportaba recursos, para evitar la subida de precios al consumidor. Recíprocamente, cuando el precio internacional bajaba del precio medio, sin alterar éste, de lo recaudado se devolvía recursos al Fondo de Estabilización.

Un funcionamiento perfecto del Fondo de Estabilización implicaría poder adivinar el precio medio anual del petróleo, lo que resulta imposible, por eso el mecanismo opera combinando las variaciones al monto asignado para el Fondo de Estabilización con las variaciones en el nivel de precios, siguiendo las tendencias del precio internacional. El Fondo de Estabilización se creó mediante DU 010-2004 y con un monto (inicial) de hasta 60 millones de soles; ante los incrementos del precio internacional, fue creciendo hasta llegar a mil quinientos millones de soles en el año 200883.

Cuando los precios internacionales suben permanentemente, los ajustes de precios al público se realizan inmediatamente; entonces, los derivados del petróleo se venden a un precio mayor al que corresponde al precio que se pagó por el petróleo; esto incrementa las utilidades de las empresas y también el nivel de impuestos que pagan. Cuando el proceso es el inverso, la señal de disminución de precios tarda mucho más y las empresas pierden; lo compensan manteniendo un nivel de precios mayor durante el tiempo necesario para recuperar las pérdidas. Lo mismo sucede con el Fondo de Estabilización.

6. Importancia de la calidad de los combustibles, para el mejoramiento de la calidad del aire y la posibilidad de tener mejor parque automotor.

Es conocido que la calidad del aire tiene un vínculo con la salud. Las estadísticas realizadas en el Perú, especialmente en las ciudades más pobladas, demuestran el alto nivel de 82 Mensaje Presidencial 2008 anunció US$ 200 /bbl y subsidios acumulados por S/. 600 millones 83 DU 035-2008 del 18/08/08.

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contaminación del aire, especialmente causado por el transporte. Vinculando los niveles de contaminación medidos con los estudios que correlacionan los niveles de contaminación con las enfermedades ocasionadas por las emisiones, se puede cuantificar el daño causado en determinado lugar.

El efecto negativo de las emisiones es proporcional al tipo de emisiones y a la concentración que éstas llegan a alcanzar en el aire.

La concentración de contaminantes en el aire que se llega a alcanzar depende de la cantidad emitida y de aptitud para renovar el aire que es propia del sitio, reemplazando parte del aire existente con aire fresco acarreado por el viento, lo que permite diluir la concentración de las emisiones.

La cantidad emitida tiene que ver con la eficiencia de los motores térmicos de los vehículos y con características propias del tráfico. Si se toma como referencia la necesidad de que una determinada carga (masa o peso a ser transportado) recorra una determinada distancia, la cantidad de emisiones será proporcional a la eficiencia de los motores de los vehículos (esto es al consumo de combustible necesario para transportar, por ejemplo, una tonelada de peso a una distancia de un kilómetro) y a los tiempos de espera, pues cuando el vehículo se detiene, su motor continúa operando en ralentí; cuando tiene que avanzar a una velocidad muy lenta, hay un efecto parecido porque la eficiencia del motor disminuye a bajas cargas.

La calidad de las emisiones depende: (i) de la naturaleza y calidad de los combustibles empleados, reflejada por su composición química; y (ii) del estado del vehículo para realizar una adecuada combustión y de su capacidad de retener una determinada cantidad perniciosa de componentes de sus emisiones.

La calidad de las emisiones se puede salvaguardar: (1) controlando la composición química de los combustibles; así, por ejemplo, un combustible que no contenga azufre o que lo contenga en una cantidad mínima no puede dar lugar a grandes emisiones de azufre en un vehículo; y (2) controlando la adecuada calidad de los motores, ya que un motor más eficiente consumirá menos combustible y un motor en buen estado emitirá emisiones menos contaminantes; es el caso del NOx, que es producto de la forma en la que se realice la combustión.

En el Perú las normas acerca de calidad de los combustibles y de los vehículos están desacopladas. Se exige a los vehículos estándares que requieren calidades de combustibles que no están disponibles en el mercado peruano.

Conclusiones y propuestas:

• La calidad del aire se determina por el nivel de concentración que llegan a alcanzar los elementos contaminantes (gases y partículas);

• La calidad del aire se ve impactada por las emisiones de los vehículos dedicados al transporte;

• Existe una relación entre la concentración de las emisiones en el aire (grado de contaminación) y los daños a la salud humana;

• El grado de contaminación depende de las características del sitio (renovación natural del aire), de las cantidades emitidas, de las características de los combustibles y de las características y estados de los motores de los vehículos

• Para mitigar y controlar el grado de contaminación de requiere;

o Controlar la calidad (composición química) de los combustibles, a través de estándares y normas;

o Minimizar las cantidades de gases contaminantes, mediante motores más eficientes;

o Utilizar motores que minimicen la mala calidad de las emisiones y que se utilicen adecuadamente;

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• Los motores tecnológicamente más avanzados, que permiten mayor rendimiento y menores emisiones, requieren combustibles de calidades adecuadas.

• La elección de vehículos y combustibles responde al costo de transporte; cuando el ISC grava más a los combustibles de mayor calidad, está propiciando la mala calidad del aire.

• En el Perú,

o Las normas plantean exigencias de calidad a los vehículos, que resultan inservibles por la inadecuada calidad de los combustibles disponibles;

o Los impuestos a la calidad de los combustibles, gravando más a los de mayor calidad, promueven la conservación de un parque automotriz antiguo e ineficiente.

7. Energía nuclear como opción posible o no.

Existe una correlación entre el Producto Bruto Interno y el Consumo de Energía Eléctrica. Para el pronóstico de a demanda eléctrica en el SEIN, se utiliza una ecuación que correlaciona el consumo de energía eléctrica (Variable independiente) con: (i) la población existente; (ii) el Producto Bruto Interno (PBI) y (iii) el precio de la energía eléctrica.

Grosso modo, en el Perú el crecimiento del consumo eléctrico se encuentra dos (2) puntos porcentuales por encima del crecimiento del PBI. El Centro de Planeamiento Estratégico (CEPLAN), en su proyección al año 2021 (bicentenario de la independencia del Perú), propone una tasa de crecimiento anual del 6% para el PBI. Este último valor y las tasas de crecimiento históricas del consumo de energía eléctrica, de la década inicial del presente siglo XXI y de los años 2005 a 2008, antes de la crisis internacional, permiten establecer para cobertura de la gran mayoría de posibles escenarios de crecimiento de la demanda eléctrica, tasas de crecimiento anual que van del orden del 4% al 10%.

Debido al menor crecimiento poblacional, a la mayor eficiencia en el aprovechamiento de la energía y a las consideraciones de cambio climático, las tasas de crecimiento de consumo energético deben desacelerarse en el futuro, hasta detenerse o tender a detenerse cuando se alcance un determinado máximo nivel, expresado por algún indicador, como podría ser el consumo anual de energía por habitante. Entre tanto, el crecimiento sigue un proceso exponencial; éste conduce a que el consumo se duplique después de determinado número de años. Mientras rija un proceso exponencial, una disminución del crecimiento implicará que se irán extendiendo los períodos en que se duplique el consumo.

La tabla que sigue ha sido elaborada siguiendo lo expuesto, para determinar en que tiempo se duplicaría la demanda, según la tasa promedio de crecimiento. Es válida, mientras no se llegue al momento en que se alcance un valor máximo del consumo anual per cápita. En ella se indica el año en el cual se duplica la máxima demanda, en función de la tasa anual de crecimiento.

PBI [%/año] 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%Demanda eléctrica [%/año] 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12%Duplicación [años] 14.0 12.0 10.0 9.0 8.0 7.0 7.0 6.0

Año de ocurrencia de la Máxima Demanda Anual4,200 2,009 2,009 2,009 2,009 2,009 2,009 2,009 2,0098,400 2,023 2,021 2,019 2,018 2,017 2,016 2,016 2,01516,800 2,037 2,033 2,029 2,027 2,025 2,023 2,023 2,02133,600 2,051 2,045 2,039 2,036 2,033 2,030 2,030 2,027

[MW] 67,200 2,065 2,057 2,049 2,045 2,041 2,037 2,037 2,033

Máxima Demanda Proyectada

Para establecer órdenes de magnitud de los límites de crecimiento, se considera las siguientes premisas:

• En el Siglo XXI, la población del Perú podrá crecer hasta 50 millones de habitantes;

• Por compromisos semejantes al Protocolo de Kyoto, que fijen un máximo consumo de energía (Potencia) per cápita, no se deberá superar un tope de 2000 W/habitante

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• En el siglo XXI, el Perú podrá llegar a un valor de potencia eléctrica promedio consumida per cápita, entre el valor anterior y el 50% de ese límite (1000 W/hab); en el año 2009 ese valor es 150 W/hab.

Las premisas anteriores permiten establecer que la Máxima Demanda Anual de energía eléctrica que podrá alcanzar el Perú en el Siglo XXI, según la velocidad con que desarrolle podrá llegar a un valor comprendido entre 50,000 y 100,000 MW. Combinando las cifras con las de la tabla anterior, se puede establecer:

• El potencial hidroeléctrico técnicamente desarrollable del Perú, evaluado en los años 1970-1980, para circunstancias de aquel entonces y sin llegar a un mayor nivel de desarrollo de los datos necesarios, se estableció que estaría en el orden de los 60,000 MW eléctricos, con un factor de planta (capacidad de la oferta) del orden del 60% al 70% (de persistencia). Difícilmente un país llega a desarrollar su potencial total; se puede esperar que el Perú pueda desarrollar un 70% de ese valor.

• Según la velocidad de crecimiento de su desarrollo y los límites que éste podría encontrar, el Perú podría alcanzar o superar la máxima demanda eléctrica de 60,000 MW hacia la mitad de siglo, o como máximo en 2 décadas posteriores. Esa demanda eléctrica estaría atada a un factor de carga (requerimiento de la demanda) del 80% (de persistencia).

• En la hipótesis de que pudiese desarrollar la totalidad de su potencial hidroeléctrico técnico, en los períodos señalados (entre la cuarta y sexta décadas del presente siglo) su demanda de energía eléctrica superaría su capacidad hidroeléctrica en un 15% (diferencia entre sus factores de carga y planta), lo que equivale a unos 9,000 MW, que tendrían que provenir de otras fuentes de energía.

• Aceptando como válida y equilibrada una estructura de producción de 80% de hidroenergía (u otras renovables) y 20% de termoenergía, requeriría aproximadamente, en el período señalado, unos 12,000 MW termo o núcleoeléctricos.

• La fuente para generación de naturaleza termoeléctrica se requiere:

o Como forma de almacenamiento de energía, para superar contingencias de escasez temporal de energía renovable (hidroenergía, energía eólica, …) en ciclos cortos (estaciones secas) y largos (plurianual, años secos)

o Para aportar contingentes de persistencia superior a los que puede ofrecer la oferta hidroeléctrica e incluso a los de la demanda, de forma que la oferta combinada (termo e hidroeléctrica) pueda atender la demanda.

• La fuente de generación termoeléctrica puede provenir de:

o Combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas natural) que, para el Perú, son relativamente escasos – lo que le impondría situación de dependencia en años en que ésta puede resultar totalmente inconveniente - además de lo oneroso que pueden resultar ambientalmente (penalización a exportación de productos primarios o industriales atados al carbono)

o Bíocombustibles (bagazo, dendrotermia, …)

o Geotérmicos (en la medida en que éstos se desarrollen)

o Nucleoeléctricos; éstos, si bien requieren niveles de tecnología fuera del alcance del Perú para producción de combustibles nucleares, permiten cierta ventaja cuando un país puede contar con uranio como materia prima, que es el caso de Perú.

• La fuente termoeléctrica puede tener otros cometidos, a establecer en función del efecto del Cambio Climático; en especial, proveer de agua dulce (desalinizada y bombeada) a las poblaciones costeñas.

• Combinando las necesidades de energía termoeléctrica, el nivel del requerimiento futuro (12 mil MW), el requerimiento de aprovisionar agua dulce y la disponibilidad del combustible en condición de materia prima, hacen que la energía nuclear sea una

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opción no descartable para el Perú, cuyo requerimiento puede darse cuando el Perú cuadruplique su actual demanda de potencia eléctrica, lo que podría ocurrir dentro de la década que se inicie el 2020

• Una puesta en valor de la energía nuclear, requiere un período de maduración no menor de 15 años, seguramente más próximo a los 20 años, necesario para:

o Constituir y entrenar un equipo humano, cuya tarea apuntaría a construir, operar y supervisar una central nucleoeléctrica;

o Incorporar la energía nuclear al planeamiento eléctrico e integral (abastecimiento de agua dulce, ..)

o Evaluación de sitios para instalar la unidad;

o Estudios de evaluación técnica, económica, ambiental, social, financiera, …

o Construcción (¿8 años?)

Conclusiones y propuestas:

• La energía nuclear es una opción no descartable para el Perú, cuya necesidad se daría dentro de 20 años;

• Se necesita incorporarla como tal en un plan de desarrollo de largo plazo;

• Se necesita constituir y entrenar un equipo humano (cuyas edades hoy estarían entre los 20 y 30 años) con la proyección para conducir un proyecto nuclear (2 o más centrales nucleares) cuya primera unidad entraría en servicio hacia el año 2030.

8. El potencial hidroeléctrico y los desarrollos en la amazonia.

Antecedentes Estando en curso un convenio entre Perú y Brasil, denominado Acuerdo de Integración Energética, gestionado por Perú para la integración energética con Brasil y la exportación de hidroenergía por parte de Perú a Brasil, por tratarse de un tema trascendente, en Lima, los días 18 y 19 de noviembre de 2009, para analizar el tema en un foro de especialistas, expertos peruanos y extranjeros fueron convocados por el Colegio de Ingenieros del Perú, atendiendo lo dispuesto por la Ley No. 28948, que requiere a los Colegios Profesionales a “Pronunciarse en materias de interés nacional desde la perspectiva profesional, aportando recomendaciones sobre la gestión del Estado”.

En el evento mencionado se llegó a las conclusiones y recomendaciones que siguen, en cuya redacción participó el autor del presente informe.

Análisis

Potencial hidroeléctrico del Perú: El Potencial Hidroeléctrico es la mayor fuente de energía comercial con que cuenta el Perú. Su aprovechamiento óptimo necesita una Política de Estado a ser ejecutada a lo largo de varios períodos de gobierno.

Siguiendo la proyección de la demanda realizada en el capítulo sobre “Energía nuclear como opción posible o no. ”, a no ser que el crecimiento económico del Perú se estanque, con una tasa anual de crecimiento eléctrico de 6 a 8% en los próximos 30 a 40 años necesitaría desarrollar todo su potencial hidroeléctrico, para consumo propio.

El Potencial Hidroeléctrico Nacional (PHN), según estudios realizados entre 1968 y 1980, principalmente por la Misión Alemana de Energía, cuenta con las siguientes cifras referenciales y consideraciones:

• Valor Teórico: 206 GW;

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• Valor Técnico, económicamente aprovechable: 58.4 GW.

• Distribución geográfica:

o Vertiente del Pacífico, transvasando agua a la costa: 13.1 GW.

o Vertiente del Atlántico, en Alta Montaña (1,000 m o más sobre el nivel del mar): 22.5 GW.

o Vertiente del Atlántico, en Amazonía (menos de 1,000 m sobre el nivel del mar): 22.8 GW.

• Valor efectivamente desarrollable: 70% del valor Técnico; equivalente a 40 GW.

• Los proyectos hidroeléctricos clásicos del Perú son los de Alta Montaña: centrales de mediano tamaño, alta caída y sin grandes reservorios. Se desarrollan mediante túneles, conductos forzados y pequeñas tomas o pequeños embalses, por lo que prácticamente no causan impacto socio-ambiental.

• Los proyectos hidroeléctricos en Amazonía corresponden a centrales con baja caída y gran caudal, donde la caída se logra construyendo grandes presas, que inundan extensas áreas. Ocasionan costo económico (destrucción de biodiversidad), social y ambiental, adicionales a su costo de construcción. Están ubicados en zonas de gran biodiversidad, escasa población y escasa presencia del Estado, que facilitan la presencia del narcotráfico y de minería ilegal, altamente contaminantes, que deforestan amplias zonas de selva.

• El 63% del PHN Técnico está en centrales medianas (50 a 500 MW);

• El potencial en centrales mayores a 500 MW se concentra en 20 proyectos;

• Los proyectos mayores a 1000 MW son 7. De este potencial las empresas brasileñas se han interesado en 6 de ellas, las más grandes.

• En orden de mayor a menor, el Potencial Hidroeléctrico Técnico de Perú es el tercero mayor en Sudamérica, después de Brasil (260 GW) y Colombia (96 GW) y antes que Venezuela (46 GW), Argentina (40 GW), Bolivia (40 GW), Chile (25 GW) y Ecuador (22 GW).

Itaipú y la experiencia internacional en grandes hidroeléctricas Itaipú es la mayor hidroeléctrica del mundo en producción de energía y la segunda mayor en potencia instalada. Corresponde al desarrollo hidroeléctrico del río Paraná, en una zona compartida por Paraguay y Brasil, quienes constituyeron una empresa binacional como administradora, receptora del crédito financiero, ejecutora y operadora. La mitad del recurso (energía) y de la propiedad de la obra corresponde a cada país. Un país consume los excedentes de energía eléctrica que el otro no puede consumir. Está prohibida la venta de excedentes a terceros. La experiencia de Itaipú, indica que:

• Entre 1986 y 2007, la deuda de la empresa binacional, luego de más de 20 años de amortización, creció de US$ 14,500 a US$ 18,700 millones de dólares.

• De los 2 países que intervienen en el acuerdo binacional, uno consume el 90% de la energía de Itaipú; el otro el 10%.

• En 2008, los excedentes de energía de Itaipú se vendían a US$ 2.80/MWh. Su precio internacional referencial era del orden de US$ 40 a US$ 60/MWh.

La experiencia internacional en grandes hidroeléctricas indica que:

• La complejidad del impacto social y ambiental que ocasionan, aconsejan su escrutinio por expertos independientes, para mejor diseño del proyecto y adecuado cumplimiento de los compromisos sociales y ambientales.

• El Acuerdo de Concesión debe incluir: (i) el marco institucional; y (ii) la asignación de recursos que garanticen la protección y adecuado desarrollo de la cuenca involucrada;

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• La libre competencia trae enormes beneficios al país y a los consumidores de electricidad. Para ello, se debe promover que la concesión definitiva de un proyecto se otorgue por licitación.

• Existen experiencias positivas que indican que es posible la competencia en subastar un gran proyecto, aun cuando -como es común- el proyecto venga siendo desarrollado por un solo consorcio.

• Para garantizar la transparencia y competencia en un mega-proyecto, es necesario que el Gobierno asuma un rol proactivo y asigne recursos adecuados para lograr un acuerdo comercial y técnico que responda a los intereses del país.

• Es indispensable que el Gobierno movilice recursos suficientes para lograr un entendimiento pleno del problema, defina una estrategia consistente con los intereses nacionales y esté en condiciones para negociar de igual a igual con los consorcios poderosos interesados en estos proyectos.

El Perú ya tiene con Camisea una amarga experiencia del resultado del manejo sin planeamiento ni transparencia en explotación de sus recursos naturales energéticos. En Camisea, el país se enteró tarde de las condiciones claramente lesivas para el interés nacional, como consecuencia de modificaciones en los contratos con los operadores, que debieron -en su momento- ser sometidas al escrutinio público y especialmente de los organismos que conocen en profundidad el tema técnico.

En el Perú, la normativa de otorgamiento de concesiones hidroeléctricas ha sido coincibida para promover inversiones que, a través de empresas privadas como concesionarios, garanticen el abastecimiento de la demanda interna, en un escenario de obras de pequeña y mediana magnitud, que comprometen una fracción menor del Potencial Hidroeléctrico Nacional. Esta figura es perfectamente aplicable a proyectos para exportación de energía eléctrica, siempre y cuando se trate de excedentes. Pero difiere sustancialmente de una figura de comprometer una gran proporción del recurso, con propiedad perenne a favor de una empresa estatal controlada y de propiedad de otro Estado, lo que puede inducir interés propio en los recursos.

Vinculación energética con Brasil La vinculación energética con Brasil abarca 2 temas distintos: (i) Integración energética; y (ii) desarrollo del potencial hidroeléctrico amazónico peruano.

La integración energética es una oportunidad para el Perú de vincularse a un gran sistema eléctrico interconectado, del que ambas partes pueden obtener beneficios mutuos. Aporta un gran mercado eléctrico para acelerar el desarrollo de recursos hidroeléctricos, colocando excedentes.

El desarrollo del potencial hidroeléctrico amazónico podría estar comprometiendo en un acuerdo binacional el desarrollo de 20 GW de hidroenergía, donde lo que el mercado peruano no pueda consumir inicialmente, quedaría comprometido para exportación por 30 años. Lo anterior implica obras por un monto de 60,000 millones de dólares y ventas de energía por 240,000 millones de dólares.

A diferencia de Itaipú, los recursos energéticos en negociación están en territorio peruano y le pertenecen íntegramente al Perú. Pero, con el marco legal actual, su propiedad puede pasar perennemente a empresas del país vecino, a diferencia de Itaipú donde cada país mantiene la propiedad de sus recursos energéticos y obras.

Existe marcada asimetría entre las capacidades de las partes que intervienen en la negociación. Como muestra,

• Electroperú, empresa estatal peruana, está dogmáticamente prohibida de crecer desde hace casi 20 años: Al no poderlo hacer, su participación a través de la hidroeléctrica del Mantaro (1 GW) y la participación del Estado en el sub-sector eléctrico se van diluyendo. Electroperú ha traspasado el control sobre el sistema de transmisión peruano a su par colombiana.

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• Su par brasileña, Eletrobrás, es una de las 10 mayores empresas eléctricas del mundo, con 40 GW y 60,000 km de Líneas de transmisión, 30 hidroeléctricas, 15 termoeléctricas, 2 nucleares y presencia en varios continentes;

• Al no haber invertido en estudios e ingeniería, existe asimetría en contra del Perú en conocimiento privilegiado sobre su Potencial Hidroeléctrico en la Amazonía.

Conclusiones y propuestas:

• El desarrollo del PHN Amazónico tiene costos (Ej.: pérdida de biodiversidad en Perú) y beneficios (afianzamiento de desarrollo hidroeléctrico aguas abajo, en Brasil) que deben ser tenidos en cuenta en las negociaciones.

• Si no se establecen reglas claras, el Perú corre el riesgo de perder el control sobre su más importante fuente energética. El desarrollo de las Centrales Hidroeléctricas en la Amazonia demanda que el Estado cumpla inteligente y eficientemente su labor de promoción y de defensa de los intereses locales y nacionales, velando porque exista:

o Transparencia en la información y los acuerdos

o Debate, búsqueda del consenso y respeto en los ofrecimientos

o Reconocimiento de derechos y compartir beneficios con las poblaciones afectadas.

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CONTRIBUCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA MATRIZ ENERGÉTICA DEL PERÚ. Elaborado por: Alfredo Novoa Peña

Resumen:

El Perú necesita un Plan Nacional de Desarrollo a largo plazo. Somos un país sin rumbo claro y sin instituciones que piensen a largo plazo. Tenemos que cambiar el modelo nacional para crear valor, e ingresar en actividades económicas con alto contenido de conocimientos y retornos crecientes. La energía debe ser planeada por lustros y décadas. Las cifras e indicadores de la energía primaria, combustibles y electricidad son perturbadoramente pequeñas en relación con el tamaño y potencial del país. Nuestras políticas en las tres últimas décadas han sido muy poco sabias al no estimular inversiones significativas en nuevas hidroeléctricas y, la eólica, fotovoltaica, termo solar de alta temperatura y geotérmica, están en su infancia abriéndose paso contra viento y marea. En este siglo, veremos el ocaso de la era del petróleo y el renacimiento de las energías renovables, para salvar al planeta de su calentamiento y cambio climático, nuestras principales amenazas. La ciudadanía planetaria es una nueva forma de vida y los peruanos estamos obligatoriamente envueltos en ella. Perú es un país rico, bendito, complejo y frágil. Mega biodiverso, con 84 zonas de vida del planeta tierra, brinda valiosos servicios ambientales a la tierra a través de su Amazonía, su pulmón y aire acondicionado. La integración de hombre, naturaleza, tecnología y energía, debe encaminarnos hacia un Perú con su electricidad generada con menos carbono, particularmente en las grandes ciudades. Debemos ser extremadamente rigurosos y alertas en el manejo de nuestra Amazonía, la que está masivamente lotizada para explotación minera, forestal, gasífera, petrolera, carretera e hidroeléctrica. Tenemos recursos energéticos renovables –hidráulicos, eólicos, termo solares, fotovoltaicos, termo solares de alta temperatura, geotérmicos, biomasa- para este y el próximo siglo. Somos pequeños en gas natural y petróleo y hay posibilidades de uranio. Es indispensable usar sabiamente nuestros recursos de gas natural para, primero, crear riqueza en el Perú y detener seguir quemándolo indiscriminadamente en ineficientes turbinas de ciclo simple. Los biocombustibles tienen en la biomasa y micro algas un potencial considerable. Debemos retornar a la educación cívica para construir un país con valores renovados, diferente, moderno, globalizado, consciente y respetuoso de su ambiente y en el que la ciencia, tecnología e ingeniería sean el sustento de la creación de valor como sociedad. Mirando al 2020, tendremos que construir una economía moderna, globalizada y eficiente, una fuerte capacidad científica y tecnológica en las Universidades, un alto nivel cultural y educativo de la población y esperamos, una clase política sabia y honesta. Tenemos que involucrar a los jóvenes y niños en la creación de los nuevos valores de esta edad. Por ello debemos ser conscientes que la combinación de ciencia, ingeniería y tecnología, CIT, tienen que ser materia de un plan científico y tecnológico de desarrollo sostenido a largo plazo y tendrán que ser las prioridades nacionales. Tenemos que diseñar una Fuerza Armada que recupere el sitial de Institución tutelar de la Nación, lista para asegurar la paz e integridad nacional y protección de nuestro rico país. El Perú es un país con exceso de talento y una población emprendedora, acostumbrada a administrar escasez, incertidumbre y lista para asumir riesgos. Haciendo un primer cálculo y estimado inteligente de las inversiones en nuevas fuentes de generación eléctrica para la década del 2010-2020, vemos que serán del orden de los US$ 10,000 a 12,000 millones. El concepto que la electricidad más cara es la que no hay, es más válido que nunca hoy y en el futuro. Es urgente reformar al sector energía y minas, Osinergmin y el Coes para esta nueva etapa de las energías renovables y derrumbar prejuicios y aprender a manejarlas y estimularlas. Eficiencia y ahorro energéticos son conceptos y prácticas poco habituales en Perú. No hay realmente una política nacional de ahorro ni conciencia del uso productivo de la electricidad y los varios millones de peruanos sin luz en sus hogares, son una herida abierta inaceptable para los que tenemos el privilegio de ella, desafío que tenemos que resolver en el próximo lustro. La energía es un derecho universal de los Peruanos y en las próximas dos décadas debemos hacerla

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realidad para los marginados. La energía es el sustento de nuestro desarrollo económico y su desarrollo, son uno de los más grandes desafíos que enfrentamos en este siglo.

Temas específicos:

1. Uso de las energías renovables para la generación eléctrica conectada a la red.

No es evidente que tengamos una vocación petrolera y nuestros recursos de gas natural son más bien pequeños, en un contexto internacional. Es nuestra tarea planear su uso inteligente y previsor en el cual, a través de inversiones, tecnología y conocimiento, se le canalice primero para el mercado nacional, se agregue valor a nuestro gas natural y se obtengan productos que causen círculos virtuosos de generación de riqueza en forma sostenida. Es hora de plantear honestamente si quemar el gas natural a precios bajos en turbinas a ciclo simple, es conveniente al Perú.

En este contexto, los recursos energéticos renovables son enormes y debemos ponerlos en uso para lograr nuestro desarrollo económico y elevar la calidad de vida, particularmente de aquellos peruanos marginados del progreso, de las zonas rurales, aisladas y marginadas. Es moralmente condenable y éticamente inaceptable que en un país con nuestras características tenga todavía pobres extremos, marginados de la electricidad, agua, acceso a una educación de calidad y viviendo en condiciones poco decorosas e incompatibles con la dignidad humana. Las horas e intensidad de la radiación solar, la velocidad y persistencia de los vientos y los torrentes de agua de nuestros ríos y lagunas, deben convertirse en electricidad, agua, educación y confort humano para los menos privilegiados ya que si no se les brinda estos elementales bienes y servicios, pocas serán sus opciones de progreso en sus vidas. Sin electricidad en sus casas, no tendrán acceso a la radio, televisión, comunicaciones, y no podrán estudiar adecuadamente ni tener acceso al mundo exterior. Las energías renovables no convencionales son un mundo nuevo no solo en Perú sino en muchos países (8). Un listado resumido con un estimado de su potencial, se indica a continuación:

• Solar Térmico: Todo el territorio con radiaciones entre 5.0 y 6.5 Kwh/m2-dia. Para hogares y poblados. Recurso ilimitado.

• Solar Fotovoltaica: Alta irradiación. Desiertos, Ciudades, Andes y Amazonía. Para hogares y poblados. Costos bajando rápidamente. Debemos iniciar su uso masivo con marco legal positivo.

• Solar de Alta Concentración: Alta irradiación. Desiertos, Andes. Millones de Kw de potencial

• Eólica: 20,000 MW en la costa y en los valles interandinos. Estamos iniciando y será importante.

• Geotérmica: En el sur, en zonas volcánicas

• Mareomotriz: Poca información y limitado potencial

• Biogas: Enorme, a partir de desechos líquidos y sólidos y biomasa. Pequeña escala. Industrias.

• Bioetanol: A partir de la caña y micro algas. En la costa. Capacidad de 200,000 TM/ año

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• Biodiesel: A partir de plantas oleaginosas, micro algas y celulosa (9). Capacidad de varios millones de TM. Tenemos poco agua dulce en la costa, pero desiertos y agua de mar

• Biomasa: En todo el territorio. Enorme potencial.

• Hidráulico: Andes principalmente. En Amazonía, con grandes reservas e interrogantes por graves temas ambientales

• Hidrógeno: A partir del H2O, usando energías renovables

• Celdas de Combustible: Hidrógeno

En el Perú tenemos suficiente energía potencial y recursos naturales –qué duda cabe- como para satisfacer nuestras demandas de crecimiento económico, en este siglo y el próximo y las demandas futuras de electricidad y energía para la industria, transporte, ciudades, agricultura y minería. El sol, como fuente principal de energía primaria y vida, lo tenemos abundante en nuestra costa, sierra y selva con largas horas de irradiación y altos niveles energéticos por metro cuadrado. Nuestros vientos, están entre los mejores del mundo (10), particularmente en la costa peruana en zonas aisladas, desérticas frente al mar con una frecuencia e intensidad que son la envidia de los europeos cuando descubren sus características. Se estima un potencial mínimo de 20,000 MW a lo largo de la costa.

El potencial hidroeléctrico de los Andes peruanos es considerable (11) -del orden de los 45,000 MW- no solamente en emprendimientos del orden de los 100-300 MW sino en infinidad de micro centrales hidroeléctricas en localidades andinas aisladas. No podemos olvidar, cuando se planean las hidroeléctricas, analizar los efectos potenciales del calentamiento global, sobre nuestros Andes en su capacidad de generación eléctrica. Si bien el potencial hidroeléctrico en la cuenca amazónica es grande, no deja de causar una profunda preocupación y angustia, por el devastador impacto ambiental y humano que pueda ocasionar, que trasciende a las comunidades nativas, pueblos e infraestructura de transporte y urbana existente. Solo se justifica un emprendimiento en la selva peruana cuando los impactos ambientales son mínimos y controlados y sus frutos son esencialmente solo para el Perú y nadie más. Sería ingenuo, antipatriota e irresponsable aceptar proyectos hidroeléctricos gigantescos en la selva peruana donde el principal beneficiario sea otro país –como el caso de Inambari- a costa de inaceptables y letales impactos ambientales, económicos y sociales en nuestro territorio. No hay justificación alguna para aceptarlos.

Los recursos geotérmicos solo se explotan para baños termales y para brindar confort humano, pero aun no para generación de electricidad y es un nuevo desafío por afrontar.

Las energías renovables pueden ser percibidas, por los productores actuales de electricidad utilizando combustibles fósiles, como una amenaza a sus operaciones tradicionales de hoy. Todo cambio o innovación mayor que afecta intereses económicos bien establecidos, muy rentables y convencionales, genera enormes resistencias y hasta animadversión contra las energías limpias. Somos testigos que en los últimos años, hay una resistencia activa y pasiva de algunas instituciones del Estado, así como por aquellos generadores que utilizan combustibles fósiles, al ingreso de la energía eólica y otras de naturaleza renovable no convencional. Hay un sabio proverbio oriental que dice… “cuando soplan vientos de cambio, algunos levantan murallas y otros molinos de viento”.. el que se aplica muy bien a lo que el Perú vive en estas épocas pioneras.

En realidad, es una buena noticia y señal que avanzamos. Esto no es novedad y ha sucedido en muchos países, particularmente en Europa. Esto es solo una confirmación que nos encaminamos en la dirección correcta y que nadie va a detener su avance en el Perú. En España, por ejemplo, la entidad promotora de la energía renovable hace seis años tuvo que contratar a una empresa consultora para que opine sobre un informe negativo de la entidad estatal que

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manejaba el sistema interconectado, con el fin de explicar que el ingreso de la energía eólica no era como se había presentado y que habían soluciones técnicas viables que harían que el ingreso de la eólica no representaba un elemento nocivo al sistema, sino que simplemente había que manejar sus ciclos y el despacho de las cargas en forma diferente. España es hoy día una potencia mundial en energía eólica.

El Perú tiene que pasar por esta curva de aprendizaje y el ente responsable del manejo del sistema interconectado tendrá que aceptar, aprender y despachar las eólicas y fotovoltaicas, dentro de un sistema que hasta ahora, está dominada por centrales hidroeléctricas y centrales a gas. Tenemos que perder el miedo a las energías limpias y ver por ejemplo el caso de España cuando la eólica superó a las otras fuentes. Lejos de verlas como amenaza deberían percibirlas como una extraordinaria oportunidad de contar con mayor generación y transmisión descentralizada en un sistema actual que requiere de re-ingeniería mayor. Esto llegará de todas formas, en el corto plazo. Un rápido análisis de las fortalezas energéticas del Perú, nos aconseja que debamos construir sobre ellas y en particular, sus recursos renovables y durables.

El Perú no tiene vocación petrolera y sus reservas de gas son pequeñas, en un contexto mundial. Esto nos confirma que debemos ser prudentes y sabios en la aplicación de estos escasos, valiosos y agotables recursos. La empresa Shell, recientemente, anunció que es posible que el petróleo se agote para alrededor del año 2050 por una combinación de crecimiento natural de demanda, oferta decreciente, poca inversión y las presiones sobre los combustibles fósiles por sus efectos en el cambio climático y calentamiento global. Si añadimos a lo anterior, los contextos políticos y religiosos de aquellos países principales productores de petróleo - Venezuela, Irak, Irán, Argelia, Arabia Saudita – vemos que son países no exentos de serios vaivenes políticos y tensiones regionales que causan volatilidad en los precios del petróleo y pueden tener consecuencias graves en el funcionamiento de los países. La no muy lejana crisis de suministro de gas de Siberia hacia Europa occidental motivada por un conflicto con Ucrania, sólo confirman estos temores que pusieron a la comunidad europea en alerta roja ante la posibilidad de un corte del gas siberiano.

La descentralización de las energías renovables en Perú, es uno de sus factores más resaltantes. La energía eólica, por ejemplo, se puede instalar en forma importante en las regiones de Lambayeque, Piura y Tumbes, Pacasmayo, Chimbote, y en Ica y Nazca en el sur. Esto significa que descongestionarían las líneas de transmisión de alta tensión principales que unen Lima con el norte y con el sur.

Conclusiones y propuestas:

• Tenemos un considerable potencial –para este siglo y el próximo- para generar nuestra electricidad a partir de energías renovables: hidráulica en los Andes, eólica en la costa, solar térmica de alta temperatura en todo el territorio, solar fotovoltaica y solar térmica en la costa y sierra.

• Hay que reforzar nuestras instituciones responsables de las energías renovables –el Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin en particular- y crear los estímulos necesarios para su desarrollo, mayor concepto de carrera y educación continua a sus cuadros profesionales.

• Tenemos que desplegar los mejores esfuerzos para dialogar y llegar a mínimos consensos, entre los actores interesados en el desarrollo de las energías limpias, incluso de aquellos que transitoriamente se oponen a su desarrollo. Ministerios, Gremios, Asociaciones, Inversionistas, Profesionales deben participar en los diálogos. Diálogo es sinónimo de civilización, tolerancia e inteligencia.

• Los gobiernos regionales deben jugar un rol importante en este proceso de utilizar las energías renovables para la mejora de sus regiones y zonas de menores ingresos y con menor índice de desarrollo humano.

• Tenemos que mejorar la legislación para el desarrollo de las energías renovables y evitar las subastas, que han fracasado en casi todos los países donde se han tratado.

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• Hay que establecer un sistema donde las tarifas se establezcan en forma clara y transparente

• Hay que formular el Plan Nacional de Energías Renovables para la próxima década.

• Vincular la industria, academia y ciencia con los mercados para desarrollar industrias Peruanas de alta tecnología. Las Universidades, alumnos e investigadores deben participar en esta nueva mega tendencia y edad de las energías renovables

• El Perú debe llevar un planteamiento claro e inequívoco de nación responsable ambientalmente, a los foros mundiales –Copenhague- y regionales –OEA, Unasur- con planes a largo plazo de protección de nuestra Amazonía y biodiversidad.

• Tenemos que estar conscientes que el cambio climático y calentamiento global afectan a todas las actividades económicas de las naciones y trascienden fronteras.

2. Capacidad del sistema de generación, transmisión y distribución.

No es un secreto que nuestro sistema eléctrico interconectado nacional es pequeño y vulnerable (12) y que su reserva técnica está muy por debajo de los estándares internacionales. Este es un desafío y tarea pendiente para el Coes. Las centrales fotovoltaicas podrían representar en el corto plazo, una solución viable para los más de 40,000 pequeños poblados que quedan por electrificar, en nuestra sierra donde llevar energía eléctrica con cables, resulta sumamente oneroso. La tendencia del costo de inversión de las celdas fotovoltaicas es decreciente y ya se anuncia (13) que pronto el costo de las celdas fotovoltaicas puede llegar a US$ 1 por vatio. Con estos valores, ya es factible instalar pequeños centros de generación fotovoltaica de cierto tamaño en zonas aisladas. Las centrales hidroeléctricas deben jugar ciertamente un rol importante y todos queremos que haya más, en particular en los Andes del norte, centro y sur y con ellas, podríamos asegurar el suministro de electricidad por muchas décadas dentro de una matriz balanceada. Las futuras centrales geotérmicas, particularmente en el sur del Perú, tienen que ser una prioridad para el Estado peruano para lograr su instalación y poner este recurso al servicio de la gran minería. Tenemos una ley y reglamento que nadie conoce ni aplica.

El sector eléctrico peruano cuenta con 413 centrales eléctricas, con una potencia de generación instalada de 7,158 MW y generó en el año 2008, 32,443 GWh. El transporte se realiza a través del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) y las redes de los sistemas aislados (SSAA), las que en su conjunto disponen de 15,755 kilómetros de línea de transmisión a tensiones mayores de 30kV. Cuenta con 4.6 millones de usuarios distribuidos en toda la república. Durante el 2008, la energía eléctrica total generada fue 32,443 GWh de las cuales el 94% corresponden al mercado eléctrico y el 6% para uso propio. El crecimiento de la generación entre el 2007 y el 2008 fue de 8.4% y el incremento de la máxima demanda creció en 6% y la venta de energía a los mercados libres y regulados creció 9.1%. Del total de energía eléctrica generada a nivel nacional, el 88.4% se destinó al consumo final nacional, el 10% fueron pérdidas y el 1.6% a consumo propio.

La población del Perú en el año 2008 es del orden de los 29 millones de habitantes, ubicados en 25 regiones, que en su totalidad ocupan una extensión territorial de 1, 285,136 kilómetros cuadrados. El promedio de consumo por habitante-año a nivel nacional fue de 1,001 Kw, el que aumentó 5.6% entre el 2007 y el 2008. De los 4.62 millones de usuarios, Lima cuenta con 1.69 millones y del total de usuarios a nivel nacional el 89.7% se encuentra en el sector residencial, 9.5% en el comercial y el 0.8% en el sector industrial. La potencia instalada estuvo representada por varias regiones teniendo Lima 1,701,2 MW, Huancavelica 1,022.8 MW, Callao 568.1 MW, Arequipa 443 MW, Moquegua 440,7 MW, Junin 448.8 MW y Ancash 416,5 MW. La potencia efectiva total fue de 6,349 MW. Las ventas de energía se distribuyeron en 29% para la manufactura, 26% para la minería, 24% para residencial y 21% para la actividad comercial. La industria eléctrica nacional cuenta con 38 empresas que generan energía para el mercado eléctrico y 79 empresas autos productores que operaban 413 centrales eléctricas entre las cuales se encuentran 163 centrales hidroeléctricas y 250 térmicas que generan con gas natural, carbón, diesel y residuales.

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Las hidroeléctricas generan el 80% para el marcado eléctrico y 20% para uso propio, mientras que las centrales térmicas generan el 48% para el mercado eléctrico y 52% para uso propio. El 35% de las centrales interconectadas han generado el 93% del total de la energía a nivel nacional, mientras el 65% de las centrales aisladas solo generan el 7% del total. La industria eléctrica que cuenta con una capacidad instalada de 7,158 MW tiene el 45% de origen hidráulico y 55% térmico. La capacidad instalada del SEIN alcanzó 5,937 MW de las cuales 52% es hidroeléctrico y 48% térmico. Las principales centrales hidroeléctricas son Mantaro con 798 MW, Restitución con 215 MW. La central térmica de Ventanilla tiene 524 MW, Chilca 1 con 372 MW y Santa Rosa con 281 MW. La potencia efectiva a nivel nacional alcanzó 6,349 MW en el 2008 y para el servicio al mercado eléctrico se tuvo disponible 5,444 MW que representó el 86% del total nacional. La capacidad efectiva del SEIN fue de 5,356 MW de las cuales 54% hidroeléctrico y 46% térmico. Entre las centrales de mayor potencia efectiva se encuentra la central Térmica Ventanilla con 493 MW, Central Térmica Chilca 1 con 362 MW y la Central Térmica Ilo 1 con 266 MW.

La generación total de energía eléctrica fue de 19,040 GWh de origen hidráulico lo que representó el 59% del total generado y 13,402 GWh de origen térmico que representó el 41% del total. La energía eléctrica de origen térmico creció el 29% entre 2007 y 2008 mientras que la generación de origen hidráulico disminuyó en 3.1%. En suma, las participaciones por fuente en el mercado eléctrico fueron 32% con gas natural, 61% con fuente hídrica, 4% con diesel y 3% con carbón.

La máxima demanda del SEIN en el 2008 alcanzó los 4,199 MW y aumentó 6% respecto al año 2007. El recurso hídrico para generar energía eléctrica estuvo principalmente en la zona centro norte en el Lago de Junín y en la zona sur en la Laguna Aricota. Los embalses de la zona centro norte del país alcanzaron un punto máximo de 815.9 millones de metros cúbicos y los embalses de la zona sur tuvieron un volumen máximo de 679.6 millones de metros cúbicos. Los combustibles líquidos utilizados en las centrales térmicas fueron el diesel 2 con 75.6 millones de galones, residual 6 con 40.5 millones de galones y residual 500 con 62.4 millones de galones. El consumo de gas natural para generar energía fue de 2,470.7 millones de metros cúbicos cifra que significó un 25.9% de incremento frente al 2007 y el 2008. Además, se utilizaron 1.1 millones de toneladas de bagazo, y 343.9 mil toneladas de carbón.

A fines del año 2008 el SEIN registró 15,398 kilómetros de líneas de transmisión de las cuales 16% son líneas principales y garantizados son secundarios y complementarios. Estas líneas transportan energía eléctrica hacia el norte, centro y sur del país. La red de energía del Perú (REP S.A.) dispone de 4,342 kilómetros y las empresas que generan energía para uso propio disponen de 8.885 kilómetros de líneas en diversos niveles de tensión. Existen en el Perú 4, 624,792 usuarios finales de los cuales 4, 624,534 son clientes regulados y 258 clientes libres. La energía eléctrica comercializada alcanzó los 26,964 GWh y el 60% de esta fue distribuida por 23 empresas distribuidoras y el 40% por 16 empresas generadoras habiendo crecido las ventas en 9% en el período 2007-1008. Las principales empresas distribuidoras fueron Luz del Sur, Edelnor, Edelsur, ElectroPerú, Edegel, Hidrandina, Termoselva, y Electronoroeste entre otras.

Las ventas de energía eléctrica de las empresas generadoras y distribuidoras a sus clientes finales alcanzaron los US$ 2,216 millones que representó un incremento del 21.1% con relación al año 2007. Las empresas generadoras tuvieron solo una participación del 32% de la facturación mientras que las distribuidoras alcanzaron el 68%. La facturación a través del SEIN alcanzó el 97% del total, cuyos sectores de mayor consumo fueron el industrial, con el 42%, residencial 34%, comercial 20% y alumbrado público 4%. El precio medio de la electricidad total del Perú durante el 2008 fue de 8.22 centavos $/Kwh siendo el precio medio total en el mercado regulado de 9.56 centavos $/Kwh. El precio en baja tensión fue de 11.25 centavos $/Kwh, 6.39 centavos $/Kwh para media tensión y 5.69 centavos $/Kwh para alta tensión. Durante diciembre del 2008 la tarifa residencial – BT5 fue de 11.42 centavos $/Kwh. El precio medio total en el mercado libre fue de 6.64 centavos $/Kwh y las empresas generadoras tuvieron un precio medio de 6.70 centavos $/Kwh.

El total de trabajadores que desarrollan actividades eléctricas alcanzó en diciembre del 2008, las 6,427 personas estando distribuidas en el 35% en generación, 7% en transmisión y 58% en distribución. Los indicadores de la capacidad instalada y producción de energía eléctrica por trabajador fueron de 2.93 MW/trabajador y 15.30Gwh/trabajador respectivamente. Las

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pérdidas de energía eléctrica alcanzaron el 10% de la energía bruta producida siendo la baja tensión la que significó el 74% de todas estas pérdidas. Las inversiones en el sector electricidad durante el 2008 alcanzaron los US$ 862 millones, un incremento del 37% sobre el 2007. De este monto, el sector privado invirtió US$ 633.66 millones y US$ 1128.89 por empresas del sector estatal y US$ 99.49 millones por la dirección general de electrificación rural. De este total, US$ 702.68 corresponden a inversiones eléctricas y US$ 59.87 millones a inversiones no eléctricas.

En generación se invirtieron US$ 483.53 millones, en transmisión US$ 43.10 millones y en distribución US$ 235.92 millones. Durante el mismo año las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras tuvieron una facturación total de US$ 3,547 millones de las cuales el 68% era para la empresa privada y 32% para la empresa estatal, correspondiendo el 50% a las generadoras, 4% las transmisoras y 46% a las distribuidoras.

Conclusiones y propuestas:

• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional es débil y necesita ser reforzado, modernizado y proyectado al 2020. El MEM y el COES deben tener una actitud proactiva, de planeamiento, supervisión y asegurar que las empresas inviertan para construir un futuro basado en las fortalezas del Perú.

• En la actualidad, los futuros proyectos energéticos de ERNC tendrán forzosamente que venir con los necesarios refuerzos en transmisión y distribución ya que el sistema está débil y con notorios retrasos tecnológicos y de capacidad

• Tenemos que aceptar las ERNC como una realidad imparable y necesaria para el Perú y el mundo. Tratar de frenarlas y ponerles obstáculos no solo es insensato, sino inútil

• Hay mejores usos a nuestro escaso y agotable gas natural que para generación eléctrica en turbinas de ciclo simple

3. Potencial, ventajas y desventajas de los biocombustibles en el país.

El agua en el Perú está concentrada principalmente en la cuenca amazónica con el 97% del total (15). La costa y la sierra tienen solo el 3% del agua dulce del Perú y este hecho demarca las posibilidades agrícolas y pecuarias de ambas. Los ingenieros agrónomos peruanos son muy competentes en el aprovechamiento de este recurso y en la conquista de los desiertos. La costa peruana es un gigantesco desierto irrigado por 52 ríos que descienden de los Andes a lo largo de sus 3,500 kilómetros de litoral. Los espacios desérticos entre valle y valle son los que progresivamente, gracias a la tecnología y empuje de los peruanos, se han incorporado a la agricultura moderna. Esta disponibilidad de tierra y agua en el territorio, configuran el potencial real para la producción de biocombustibles en el Perú. En la cuenca amazónica existen dos claras posibilidades para la producción de biocombustibles: La primera a partir de la caña de azúcar – para obtener bioetanol - y palma aceitera y Jatropa o piñón– para obtener biodiesel. Ambos cultivos son idóneos para zonas tropicales y la caña requiere una gran cantidad de agua y tiene altos rendimientos. La Jatropa ya está siendo experimentada en la región de San Martin con resultados promisorios. En la sierra, la única probabilidad sería la Colza, apta para regiones templadas y frías. Existe, sin embargo, el gran inconveniente de que en la sierra peruana predomina el minifundio y consecuentemente no es factible llevar a cabo cultivos extensivos.

En la costa, la caña de azúcar, en zonas donde hay abundante agua, sería la más propicia para la producción de bioetanol. Este cultivo ya se ha iniciado en la Región Piura con altos rendimientos. Existe también la probabilidad de cultivar Higuerilla, cultivo que en el pasado se dio con mayor frecuencia y abandonó por razones económicas. La Higuerilla es un cultivo robusto que requiere poco agua, crece rápidamente y es venenoso y por lo tanto no compite con el consumo humano, como otras plantas oleaginosas. La Jatropa o Piñón es también un cultivo posible para la obtención del biodiesel pero habría que encontrar tierras lo suficientemente económicas para que justifique la inversión y la espera de tres años hasta su maduración e inicio de producción.

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Las micro algas –plantas microscópicas elementales- se presentan como una salida de gran potencial para la producción masiva de aceites en el Perú y finalmente biodiesel así como de valiosa biomasa. No compiten con la alimentación humana, pueden usar agua de mar, se cultivan masivamente en desiertos y tienen grandes rendimientos. Hay más de 100,000 cepas diferentes de micro algas en el mundo y el Perú tiene un considerable stock de ellas. Su rendimiento puede alcanzar muchas veces el de las plantas terrestres. Veamos unos cuantos datos de los rendimientos en litros por Hectárea-año: Soja (Glicine max) 420 litros / Arroz (Oriza sativa): 770 litros / Tung (Aleurites fordii) 880 litros / Girasol (Helianthus annuus) 890 litros / Maní (Arachis hipogaea 990 litros / Colza (Brassica napus) 1100 litros / Ricino/higuerilla (Ricinus communis) 1320 litros / Jatropha/piñon (Jatropha curcas) 1590 litros / Aguacate, palta (Persea americana) 2460 litros / Coco (Cocos nucifera) 2510 litros / Cocotero (Acrocomia aculeata) 4200 litros / Palma (Elaeis guineensis) 5550 litros / Micro algas 136,900/58700 litros

Conclusiones y propuestas:

• No somos un productor de aceites y grasas vegetales. Importamos casi toda la demanda nacional, desde Bolivia y Argentina, la soya para el consumo humano. Nuestro potencial está en la caña de azúcar para bio etanol, en la Jatropa o Piñón para biodiesel, en la Higuerilla para biodiesel y en el micro algas para biodiesel. La Palma aceitera que se usa para el consumo humano, será siempre controversial cuando se destina para biodiesel.

• Tenemos que andar un buen trecho para abastecer la demanda local, hasta lograr grandes producciones nacionales de bioetanol y biodiesel ya que las micro algas vendrán el 2010/2011 y los campos de caña para bioetanol en el 2011

• Tenemos que, como política nacional de estado, priorizar la seguridad alimentaria de los peruanos antes que los biocombustibles, usando plantas que no compiten con la alimentación humana como es el caso de la Jatropa, Higuerilla y el micro algas. La región amazónica y sus comunidades deben ser prioridad nacional por su importancia planetaria.

• Hay que explorar seriamente el uso de la Salicornia –que usa agua de mar- para la producción de aceite en los desiertos peruanos.

• La Biomasa tiene enorme potencial para la producción de gas metano a pequeña y mediana escala en zonas urbanas y rurales. Los biodigestores han alcanzado un alto nivel de eficacia y pueden ser construidos en pequeña escala.

• Los esfuerzos del Ministerio de Agricultura en este campo con muy importantes y deben ser complementados por el sector privado. Las investigaciones que se hagan para el desarrollo de los biocombustibles tienen que ser compartidos para que se generen inversiones a largo plazo en biocombustibles de segunda y tercera generación.

4. Futura matriz energética incorporando fuentes renovables.

La producción de electricidad de origen hidráulico ha evolucionado recientemente en forma lineal mientras que la producción de electricidad a base de gas natural ha crecido exponencialmente (18). Los precios bajos, en términos internacionales, que se cobran por el gas a los generadores eléctricos, ha sido un irresistible incentivo para aumentar su capacidad instalada a base de turbinas a gas de ciclo simple. Las tarifas eléctricas en valores constantes en US$/Kwh han disminuido y es probable que sean una causa principal de la debilidad del sector. La evolución del consumo de electricidad en kW hora per cápita/año ha sido positiva y está del orden de los 1000, en el 2008, cifra muy baja para un país con el potencial económico del Perú. La tendencia en los últimos años ha sido exponencial y se espera que esta tendencia vaya a continuar en el futuro. La producción de electricidad es aún baja a pesar del continuo crecimiento económico de los últimos años y la incursión rápida de las centrales térmicas. Una mirada al 2020, con el auxilio de las técnicas estadísticas de proyección, análisis de las tendencias, imaginación y eligiendo aquellas con el mayor coeficiente de correlación posible,

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nos arroja los siguientes posibles rangos de valores, de lo que puede ser un escenario de la electricidad en el Perú en el 2020 (18): Potencia Instalada en MW: 13,900-15,500 / Máxima demanda en MW: 8,000-9,000 / Producción electricidad en GWh/año: 53,000-55,000 / Consumo anual en KWh /cap-año: 1,500-1,700 / Ingresos Mercado Eléctrico. US$ Mio/año: 4,700-5,900 / Precio promedio de electricidad US$/KWh: 0.10-0.12 / Potencia instalada eólica MW: 1,800-2000 / Potencia instalada de fotovoltaica en MW: 200-300 / Potencia instalada de solar alta temp. en MW: 400-600 / Potencia instalada de hidroeléctrica en MW: 7,000-7,500 / Potencia instalada a gas natural en MW: 5,000-5500

Este escenario posible puede ser modificado, si todos los grandes proyectos mineros e industriales se llevan a cabo. Existen en la actualidad cerca de US$ 30,000 millones de inversión posible en gran minería, los que ciertamente van a requerir considerables cantidades de energía. Cada gran proyecto minero requiere en promedio, entre 100 y 300 MW de capacidad instalada con factores de planta muy altos e índices de confiabilidad por encima del 95%. Estas cifras posibles al 2020 deben significar una serie de cambios fundamentales y formulación de nuevas políticas en el futuro próximo en nuestra política energética y un liderazgo claro de los dirigentes políticos y empresariales, con una nítida visión de futuro y una previsión oportuna de las futuras demandas y necesidades de inversión en energía. Sin fuerte y valiente liderazgo no hay dirección ni decisiones. Tenemos que aprender de los errores de las últimas décadas – que incluso en un momento determinado, se prohibió la instalación de hidroeléctricas – y en forma concertada, transparente y profesional, arribar a consensos de metas e inversión por alcanzar en generación, transmisión y distribución, tipo de las tecnologías de generación, con el objetivo final de utilizar al máximo las energías renovables y minimizar o eliminar progresivamente las de origen término o tenerlas de reserva en el SEIN.

Las inversiones estimadas para la década 2010-2020, en nuevas y modernas instalaciones para generación de electricidad –eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica en los Andes principalmente, solar térmica de alta concentración, térmica a gas natural con ciclo combinado- para alcanzar los valores e índices eléctricos antes mencionados, serán del orden de los US$ 10,000 a 12,000 millones.

Estas inversiones serán esencialmente privadas y el Estado peruano –MEM, Congreso de la República, Ministerio del Ambiente, MEF- deben hacer un esfuerzo concertado para crear un contexto favorable a la inversión, levantar barreras y obstáculos, asegurar tarifas competitivas, cuidar el ambiente, establecer reglas de juego transparentes y duraderas y cambiar progresivamente la matriz energética. Estos temas deben ser abordados con sabiduría, valentía y abiertamente debatidos, sin sucumbir a presiones de corto plazo por aquellos que defienden sus intereses privados y no del Perú, a costa de seguir consumiendo recursos agotables, limitados, valiosos y otorgados a un precio por debajo del mercado internacional y que contaminan permanentemente el ambiente.

La futura Matriz Energética del Perú debe ser principalmente a base ERNC y las centrales de gas natural serán como respaldo y seguridad del sistema. Estimo que para el 2020, las Hidroeléctricas grandes tendrán una participación del orden de los 50-55% de la generación, las ERNC del orden de los 30-40% y las térmicas la diferencia. Lo ideal es trabajar para alcanzar el 100% entre las hidráulicas y les ERNC.

Conclusiones y propuestas:

• La futura matriz energética del Perú dependerá de la visión, coraje y voluntad política de sus líderes políticos y empresariales y tomará varios lustros cambiarla hacia una de mayoría absoluta de las energías renovables en las que las centrales de gas serán el apoyo a las hidráulicas, eólicas, termo solares y fotovoltaicas.

• Tenemos que estar conscientes que el gas natural en Perú es escaso y agotable. Seguir quemándolo en generación eléctrica sin mayor reflexión y con precios bajos, no solo es insensato e irresponsable sino un verdadero atentado contra el futuro energético y petroquímico del Perú. Es igualmente relevante que se cuantifique y divulgue la emisión de gases nocivos al aire, producto de la combustión de los millones de pies cúbicos que se queman en las turbinas de gas en la cuidad de Lima,

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• Los escenarios energéticos del futuro deben caminar hacia un Perú con menos carbono, progresivo uso masivo de nuestras fuentes limpias y sostenibles ya que los peruanos debemos ser actores activos en la mitigación del calentamiento global y cambio climático.

• Los políticos de ahora y el futuro tienen una enorme responsabilidad frente al país en el tema energético. Comprensión conceptual de los temas centrales, información factual, proyecciones y escenarios, costos reales, externalidades, recursos agotables y renovables, son algunos de los temas que deben dominar nuestros políticos para opinar inteligentemente sobre este vital tema del desarrollo económico.

5. Ciencia, Ingeniería y Tecnología

La Ciencia, ingeniería y tecnología (CIT) deben jugar un rol crucial en el cambio de la matriz energética y en el desarrollo de empresas de alta tecnología para que brinden soluciones y produzcan bienes de capital consistentes con las exigencias de las nuevas plantas de generación de electricidad, utilización eficiente del sol, viento, aprovechamiento de la geotermia y mejora del transporte a través del uso de vehículos poco o nada contaminantes en nuestras ciudades y regiones.

Tenemos que investigar –conceptos, diseños, prototipos, plantas piloto- pilas de combustible de hidrógeno, celdas fotovoltaicas, concentradores solares de alta temperatura, sistemas de intercambio y almacenamiento de calor eficientes, diseño y construcción de aerogeneradores de pequeña y gran talla, desarrollo de instalaciones de producción de aceite a base de micro algas marinas, aprovechamiento de masas ricas en celulosa para la producción de etanol, cultivo de los desiertos con agua de mar utilizando plantas como la salicornia, aprovechamiento de las zonas desérticas peruanas para la generación de electricidad a través de concentradores parabólicos de alta temperatura y la instalación de parques eólicos que utilicen las ventajas naturales de los vientos de nuestra costa. En este sentido, el Perú no puede darse el lujo de no hacer investigación, desarrollo e innovación científica y tecnológica. Nuestros ingenieros y científicos son tan competentes como aquellos de otras latitudes y lo que esperan son oportunidades y estímulos del sector público y privado. Lo central es que tenemos que incorporar la ciencia, ingeniería y tecnología como una variable relevante y vital para el desarrollo de las energías renovables en el Perú.

Conclusiones y propuestas:

• Partiendo de la hipótesis que el Perú es un país con exceso de talento, es indispensable que avancemos hacia un país de ciencia, ingeniería y tecnología, como los sustentos de nuestro desarrollo. En realidad, no tenemos opción, si queremos ser un país de primer mundo en las próximas dos décadas.

• Debemos evolucionar y trabajar hacia el logro de la República Educada del Perú en la que cada niño, joven, adulto y mayor, tengan acceso en cada rincón del territorio, a una educación y cultura de calidad donde se tenga pasión y aprecio por la ciencia e investigación.

• Nos encaminamos hacia un Perú como Nación de logros y primer mundo en la próxima década si nos quitamos complejos y actitudes para que nos haga sentir orgullosos de pertenecer a este gran país.

• La Ciencia, Ingeniería y Tecnología son los motores del siglo XXI del desarrollo económico y deben ser prioridad nacional.

• En un mundo integrado y global, busquemos la cooperación con aquellos países que estén genuinamente interesados en el desarrollo científico del Perú.

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6. Desarrollo de empresas de bienes de capital y servicios nacionales en el sector de las energías renovables.

Las empresas de alta tecnología se desarrollarán desde el momento en que se establezcan en forma sostenidas las energías renovables en el Perú: Eólicas, Fotovoltaicas, Solar Térmicas e Hidráulicas. El sustento de ellas serán muchos factores siendo entre ellos principalmente el precio que se paga por la electricidad. Subastas no son el método más idóneo para lograr un contexto estable que estimule la creación de nuevas industrias y se les ha visto fracasar rotundamente en muchos países, particularmente en Europa.

Aspiramos que en los próximos meses se refinen las políticas de promoción y estímulo de las energías renovables y que el Estado otorgue la verdadera prioridad a esta nueva mega tendencia universal.

Es indispensable que aceptemos que el factor singular más importante para la promoción de las energías renovables es la tarifa que estimule la inversión de riesgo y a largo plazo en generación, transmisión y distribución. El resto de medidas –depreciación acelerada, bajos aranceles aduaneros, financiamiento, estudios entre otros- son solo complementarias a la tarifa.

7. Desafíos y Tareas pendientes

Es evidente que necesitamos formular con urgencia un plan nacional de desarrollo a largo plazo, en el cual, diseñemos la sociedad que quisiéramos lograr, donde el ser humano sea el centro de atención de los esfuerzos del estado y la sociedad civil, de tal forma que, la calidad de las actividades económicas que desarrollan los peruanos del futuro, sea con el mayor contenido posible de conocimientos, y donde la ciencia, tecnología e ingeniería sean el sustento de la creación de valor y riqueza. Este plan nacional de desarrollo es algo elemental y una necesidad impostergable de la nación peruana. Si bien en los últimos años, el Perú atraviesa por un período de prosperidad y crecimiento, es cierto también que, si no sabemos hacia dónde vamos, es muy difícil alcanzar un desarrollo económico acelerado y sostenible y de círculos virtuosos. Es preciso cambiar a fondo el modelo nacional–business model de país- de cómo creamos valor ahora en la sociedad peruana- el que está basado esencialmente en la explotación de recursos naturales- y como evolucionaremos hacia uno donde el conocimiento sea el sustento del progreso y se levante la calidad de nuestras actividades económicas para ingresar en la esfera de los retornos crecientes. Albert Einstein decía “que loco es quién espera resultados diferentes, pero sigue haciendo lo mismo”. Si queremos cambiar, tenemos que hacer las cosas diferentes.

En este contexto, la energía, carece también de un plan a largo plazo. Desde la construcción de las centrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución, no ha habido obras hidroeléctricas de esa envergadura y en los últimos años hemos sido testigos de una explosión de centrales termoeléctricas de ciclo simple, la mayoría a gas natural, vendido a los generadores un precio bajo, en un contexto internacional. La participación e influencia del Ministerio de Energía y Minas, MEM, deben ser fortalecidas sustantivamente, pensando en el bienestar nacional a largo plazo y por encima de los intereses coyunturales y cabildeos de las empresas privadas. Es preocupante que quienes tienen la obligación de formular las políticas a largo plazo nacionales energéticas, de hidrocarburos y mineras, estén influenciadas por las empresas mismas. Nunca hay que perder el buen sentido de proporciones y los estimados inteligentes, en labores de planeamiento. Tenemos la convicción que deberíamos tener un MEM más fuerte, profesional, firme y no sujeto a los vaivenes coyunturales y presiones de las empresas. El caso del gas de Camisea (19) –reservas reales y ficticias, precios internos y de exportación, mercado nacional, exportación, prioridades- es una clara comprobación de este hecho, cuyo debate continuará por un buen tiempo en la agenda de los asuntos nacionales, con alta prioridad.

Gracias a un pequeño grupo de valientes e informados peruanos (20), es que se han podido mejorar algunos hechos y corregir distorsiones del escenario del gas natural, aunque aún hay temas inconclusos y serios por resolver. Todo ello se ha hecho a pesar del MEM y no gracias a su dirigencia actual. Estudiando las cifras del sector eléctrico peruano y los desbalances

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existentes entre generación, transmisión y distribución llegamos a la inequívoca conclusión que el sistema eléctrico peruano es débil y necesita una reingeniería total. Su baja reserva técnica en generación, los desbalances y déficits en los sistemas de generación y transmisión y la precariedad y antigüedad de algunas centrales de generación son un verdadero problema y desafío que debemos resolver.

Es inexcusable que el sector Energía y Minas, desde hace varios lustros, no haya podido elaborar un plan coherente, concertado y durable, de desarrollo energético a largo plazo y que un país tan rico en estos recursos, se encuentre en una situación de fragilidad, peligro y marginalidad. Un paso importante a dar es que nuestras instituciones públicas vinculadas al sector energía – Ministerio de Energía y Minas, MEM, Ministerio del Ambiente, MINAM, Comité de Operación Económica del Sistema, OSINERGMIN, Fondo Nacional del Ambiente, FONAM, entre otros – sean evaluadas a fondo y reformuladas con el objetivo de modernizarlas y evolucionar hacia una generación de electricidad de fuentes limpias con el mínimo uso del carbono, y que las energías renovables sean revalorizadas y puestas en su contexto real y que se formulen sus estrategias con una visión de largo plazo revisando y actualizando los paradigmas actuales.

La creación de la Dirección General de Energías Renovables en el Ministerio de Energía y Minas es una reforma indispensable, al más corto plazo. En la actualidad todo se hace a través a través de la Dirección General de Electricidad. Los actores e inversionistas interesados en el desarrollo de las energías renovables en el Perú no tienen por ahora un interlocutor válido, competente y profesional en el sector Energía y Minas, el que sigue operando con cánones de generación tradicional y más recientemente con una fuerte presencia e influencia de los generadores térmicos. Esto debe ser cambiado. El COES por su lado, hasta la fecha ha sido indiferente y desconfiado a la incursión de las energías renovables – eólica, fotovoltaica y geotérmica en particular – y es evidente que no tiene todavía la experiencia para introducirlos dentro del sistema eléctrico interconectado nacional. Tiene en su planta profesional gente competente con capacidad de aprender. Su reciente informe –hecho por consultores argentinos- sobre la Máxima Capacidad de Generación Eólica que puede ser conectada en el 2012 al sistema eléctrico interconectado nacional, SEIN, es una comprobación de sus limitaciones e inexperiencias. Apeger ha elaborado un informe comentando el de los argentinos y demostrado sus serias limitaciones y omisiones. Estamos seguros que los profesionales del COES evolucionarán positivamente por su calidad e integridad.

El Ministerio del Ambiente tiene, sin duda alguna, que asumir un mayor liderazgo, determinación, coraje e influencia en la formulación de políticas para el fomento de las energías renovables en el Perú. Naturaleza, ser humano, tecnología y energía son cuatro elementos íntimamente vinculados e interdependientes y prueba fehaciente de las interdependencias entre el sector Energía y Minas y Ambiente. El rol de OSINERGMIN, particularmente en la formulación de las tarifas de electricidad, debe ser revisado a profundidad ya que las tarifas –bajas y poco estimulantes en su gran mayoría- de los últimos años, han sido una de las principales causas, sino la principal, de la falta de inversión en proyectos hidroeléctricos, favoreciendo a las termoeléctricas de ciclo simple. El fracaso casi total de la subasta organizada por Proinversión por encargo del MEM para 500 MW hidroeléctricos solo se explica por las tarifas absurdamente bajas que ahuyentan la inversión. OSINERGMIN debe autoevaluarse y reinventarse y aceptar sus responsabilidades y que las energías renovables no convencionales, como un hecho irreversible que ya llegó al Perú. Por su lado, en el corto plazo, formular y anunciar las tarifas para la energía eólica, fotovoltaica y geotérmica, que será factor fundamental para la decisión de inversión de capitales privados nacionales y extranjeros en las nuevas tecnologías. Sin tarifas decentes, no hay inversión.

La subasta de 500 MW convocada por el Ministerio de Energía y Minas para las energías renovables no convencionales (ERNC) va a ser la prueba de fuego de la actitud de OSINERGMIN y la voluntad política del gobierno de impulsar vigorosamente o frustrar el rol de ellas y canalizar inversiones del orden de los US$1,000 millones para aumentar la capacidad de generación de electricidad de origen limpio y re-potenciar el sistema eléctrico interconectado nacional. Este nuevo bloque de generación descentralizada, por capitales privados ayudará a descongestionar las líneas de transmisión principales ya que una buena parte de ellas se ubicarían en el norte del Perú entre Lambayeque, Piura y Tumbes. Todos esperamos que sea un éxito en la medida que el MEM actúe con transparencia y sabiduría. La formulación del plan

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de energías renovables, prescrita por ley, es otra tarea pendiente que nos concierne a todos– Ministerio de Energía y Minas, Ministerio del Ambiente, sector privado. En este contexto, es indispensable que los responsables de aquellas entidades acepten, como una mega tendencia inexorable y planetaria que Perú debe evolucionar rápidamente hacia una sociedad con menos carbono en la cual todos somos actores y responsables para mitigar las causas del cambio

climático y calentamiento global.

Alemania, Estados Unidos, España, Francia, Dinamarca, Gran Bretaña, Australia, Brasil, Chile, Costa Rica, Argentina no pueden estar tan equivocados al fomentar vigorosamente sus energías renovables no convencionales entre las cuales se destacan la eólica, fotovoltaica y termo solar de alta concentración. El Perú ocupa el poco estimulante último lugar en Latino América por capacidad instalada en generación eólica (21), a pesar de contar con un potencial a lo largo de su costa de 20,000 MW. Por ello, es nuestra obligación informar estos hechos a la sociedad peruana en todo el territorio y promover activamente las inversiones privadas en este sector, apoyarlas, eliminar obstáculos a la inversión e iniciativa privada y lograr que la matriz energética del futuro sea un

balance razonable entre las diversas fuentes y tecnologías.

La eficiencia y ahorro energéticos de nuestros procesos industriales y uso productivo de la energía necesitan ser mejorados sustantivamente. No hay una clara percepción entre peruanos de la existencia de políticas, tecnologías y herramientas para lograrlo. Para aquellos privilegiados que gozamos del confort y seguridad de un suministro de electricidad permanente, lo tomamos a menudo por hecho, sin valorarlo en su cabalidad y brindamos poca atención al ahorro en consumos innecesarios, utilizamos equipos domésticos en forma inadecuada y no pensamos en la productividad energética de cada uno de los usos de la electricidad. Con frecuencia, nos olvidamos que existen varios millones de peruanos que no tienen electricidad ni agua permanente en sus casas y que el Estado despliega enormes esfuerzos para llevar electricidad y agua, a recónditas regiones. Aún en zonas rurales e incluso urbanas, donde la electricidad llegó, observamos que no se le usa para otros fines más productivos y en la creación de valor, perdiéndose oportunidades de iniciar pequeñas industrias.

Tenemos que establecer políticas para el uso eficiente y productivo de la electricidad en particular y de la energía en general. Es inexcusable que en nuestra sierra todavía se mueran niños y ancianos por el frío intenso en las épocas de invierno, cuando tienen sol radiante todo el año con el que podrían calentar su agua, cocinar y calentar sus ambientes domésticos y en algunas zonas instalar pequeños aerogeneradores que pueden ser construidos localmente. El foco de atención del gobierno nacional, los gobiernos regionales y municipios, tendría que planear y lograr que aquellos millones de peruanos marginados de la electricidad, deben gozarla, usando todos los medios naturales posibles: energía solar –para calentar agua potable, cocinar, calentar hogares, generar electricidad- , energía eólica –para generar electricidad, bombear agua-, energía hidráulica –generar electricidad, irrigar y agua potable. Todos estos recursos los tenemos en abundancia y listos para ser usados.

Conclusiones y propuestas:

• Necesitamos un Plan Nacional de Desarrollo durable así como un Plan de Desarrollo de la Energía. Nunca hay buen viento para la nave que no tiene rumbo, decía Seneca.

• La energías renovables –hidráulica, eólica, fotovoltaica y termo solar- serán el sustento de la generación eléctrica en las próximos décadas, en el Perú.

• Las tarifas para compensar la generación, transmisión y distribución de electricidad son el más importante factor singular de estímulo y crecimiento de la inversión a largo plazo y de riesgo en energía y los métodos que aplica Osinergmin para sus formulaciones deben ser cambiadas y reformuladas radicalmente.

• Se debe crear la Dirección General de Energías Renovables en el MEM con profesionales competentes en el campo.

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• Ahorro y Eficiencia Energética son indispensables como parte de las políticas de estado del sector energía.

• Coes debe aceptar y aprender a manejar la energía eólica, fotovoltaica y termo solar como una mega tendencia que ya está llegando al Perú.

• Es nuestra tarea poner en servicio nuestro potencial eólico, foto voltaica y termo solar en la generación de grandes bloques en electricidad.

• Es nuestra obligación de introducir las Namas para definir las medidas que el Perú va a adoptar para mitigar el cambio climático y calentamiento global.

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Bibliografía

(1) World Business Council for Sustainable Development, WBCSD. Investing in a low-carbon Energy Future in the Developing World, November 2008

(2) ONU. Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC. www.ipcc.org

(3) BCRP. El Cambio Climático y sus efectos en el Perú. Paola Vargas. DT No 2009-14, Julio 2009

(4) Comunidad Andina de Naciones. Reunión de Coordinación de Grupos de Expertos de las Oficinas de Cambio Climático de los países de la Comunidad Andina. 23 de Noviembre de 2007

(5) El Perú nuestro de cada día, Universidad del Pacífico, Carlos Amat y León, Marzo 2006. Página 15

(6) Presentación en Concytec de Alfredo Novoa Peña sobre el tema de energía renovable

(7) Perú Now. DVD preparado por el Gobierno del Perú y entregado a dignatarios de la reunión APEC 2008, en el que se presentan una gama de las posibilidades de inversión y realidades del Perú.

(8) Presentaciones del Ingeniero Alfredo Novoa Peña, Presidente de Apeger en diversas conferencias sobre energía renovable. Academia Nacional de Ciencias y Cámara de Comercio de Lima

(9) Ecoenergías del Perú, Piura, Perú. Documentos sobre biocombustibles

(10) Norwind. Documentos técnicos internos.

(11) Documentos de diversa índole y fuentes. Documento: Perú… País sin energía eléctrica? Ricardo Desmaison Eléspuru entre otros.

(12) Informe de Apeger al COES. 12 de Octubre 2009.

(13) The quest for the US$ 1 module, Bryan Li, CFO, Yingli Solar, China. Revista Recharge del 18 de Septiembre, 2009, page 18.

(14) Ministerio de Energía y Minas. Dirección General de Electricidad. Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica. Anuario Estadístico de Electricidad 2008

(15) El Perú nuestro de cada día, Universidad del Pacífico, Carlos Amat y Leon, Marzo 2006. Página 35

(16) Colegio de Ingenieros del Perú. www.cip.org.pe/

(17) El Perú nuestro de cada día, Universidad del Pacífico, Carlos Amat y León, Marzo 2006. Página 71

(18) Proyecciones elaboradas por el Ingeniero Alfredo Novoa Peña con el objeto de encontrar las mejores correlaciones entre las cifras más relevantes de la electricidad en Perú, buscando el más alto coeficiente de correlación (R al cuadrado) posible que coincida con el mejor ajuste estadístico posible (lineal, exponencial, logarítmico, polinómica).

(19) Revista Poder 360 0 del 14-09-2009

(20) Declaraciones públicas del Ingeniero Carlos Herrera Descalzi, Decano Nacional del Colegio de Ingenieros del Perú, en diversos medios sobre la problemática del gas natural en Perú.

(21) Asociación Latino Americana de Energía Eólica. www.lawea.org

(22) Nota: Los gráficos han sido obtenidos de Internet no sujetos a derechos de propiedad intelectual desde coordenadas del Perú, USA y España.

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APROVECHAMIENTO DESCENTRALIZADO DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA. Elaborado por: Manfred Horn Mutschler

Marco referencial

El desarrollo y el bienestar de una sociedad humana son estrechamente vinculados con la disponibilidad y uso de energía. Por esto, países en desarrollo, como el Perú, requieren aumentar sustancialmente la disponibilidad y uso de energía si quieren salir del subdesarrollo.

El enorme desarrollo durante el siglo veinte en gran parte del mundo era acompañado por un consumo creciente de energías fósiles, especialmente del petróleo. Sin embargo, esta fuente de energía, disponible en gran cantidad, fácil de almacenar, de transportar y de transformar en otras energías secundarias útiles (calor, electricidad, energía mecánica, etc.) es agotable, su uso genera cambios climáticos desastrosos y muchos países no disponen de reservas naturales, resultando en tensiones geopolíticas y aumento creciente y volátil de su costo.

Esta problemática, común a muchos países, lleva a una búsqueda de diversificar las fuentes de energía y, principalmente, buscar fuentes renovables y a un costo mínimo.

Para impulsar este desarrollo energético se requiere una política coherente a largo plazo. Muchos países han diseñado esta política, o están en proceso de hacerlo, como también organizaciones multinacionales e internacionales están estudiando el problema energético y elaborando propuestas para llegar a un desarrollo y con fuentes de energía sustentable y ambientalmente aceptable. Como ejemplo, en la región, es interesante estudiar la política energética en Chile, expuesto en el documento “Política Energética: Nuevos Lineamientos; Transformando la crisis energética en una oportunidad”, publicado en 2008 por el Gobierno de Chile /1/, que prioriza el desarrollo de las energías renovables. Como organización regional multinacional cabe mencionar OLADE, que ha generado muchos estudios y datos estadísticos del sector energético para los países latinoamericanos /2/ y como organizaciones internacionales la Agencia Internacional de Energía Renovable, IRENA, la Sociedad Internacional de Energía Solar, ISES, y el Consejo Interacadémico, IAC. IRENA, un organismo intergubernamental, es de reciente creación y es previsible que vaya jugar un rol importante en la promoción mundial del uso de energías renovables /3/. Perú es uno de los 138 países signatarios y es de esperar que pronto ratifique su participación. Por otro lado, ISES y IAC son organismos internacionales independientes de los gobiernos y han realizado diversos estudios importantes sobre el rol de las energías renovables en el desarrollo de los países. En particular, ISES ha publicado “white papers” sobre las energías renovables en los países en desarrollo (http://whitepaper.ises.org) y IAC, la agrupación de las Academias de Ciencias de los diferentes países del mundo, ha publicado en 2007 un estudio “Lighting the way; Toward a sustainable energy future” /4/. Este trabajo, realizado por las Academias de Ciencias de Brasil y de China y elaborado por un amplio equipo de expertos y coordinado por el Prof José Goldenberg de Brasil y el Prof. Steven Chu de EEUU (premio Nobel de física y actual Secretario de Energía de EEUU), presenta una excelente visión del problema energético.

Considerando la importancia de este amplio estudio del IAC, citamos aquí sus principales conclusiones:

• Satisfacer las necesidades básicas energéticas de la gente más pobre de este planeta

es un imperativo moral y social, lo que puede y debe lograrse junto con los objetivos de sostenibilidad.

• Se debe realizar esfuerzos concertados para mejorar la eficiencia energética y reducir la demanda de carbono en la economía mundial.

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• Las tecnologías de captura y de secuestro del dióxido de carbono de combustibles fósiles, particularmente del carbono, pueden jugar un rol importante en el manejo de emisión global de dióxido de carbono.

• La competencia para el suministro de petróleo y de gas natural tiene el potencial de transformarse en tensiones geopolíticas y vulnerabilidad económica para muchas naciones en las próximas décadas.

• Como fuente de baja emisión de carbono, la energía nuclear puede continuar haciendo una contribución significativa en el balance energético mundial, pero solamente si se resuelven las preocupaciones en relación a costo de capital, seguridad y proliferación de armas.

• Las energías renovables en sus diversas formas representan oportunidades inmensas para el progreso e innovación tecnológicos.

• Biocombustibles prometen mucho al atacar simultáneamente preocupaciones por el cambio climático y por la seguridad energética.

• El desarrollo de tecnologías económicas de almacenamiento de energía, nuevos transportadores de energía y una mejorada infraestructura de transmisión podría reducir significativamente los costos y ampliar la contribución de una gama de opciones de suministro energético.

• La comunidad de ciencia y tecnología, junto con el público en general, juegan un rol crítico para encontrar soluciones energéticas sostenibles, y debe ser involucrada eficazmente.

Para cada una de las nueve conclusiones, el estudio incluye también una serie de recomendaciones y acciones requeridas. Así, por ejemplo, para la conclusión sobre el rol de las energías renovables, indica:

Recomendaciones para energías renovables

• Implementar políticas que garanticen que los beneficios ambientales de las energías renovables, en comparación con las energías no renovables, sean sistemáticamente reconocidos en el mercado.

• Proveer subsidios y otras formas de apoyo público para la introducción temprana de las energías renovables. Los subsidios deben ser dirigidos hacia tecnologías prometedoras pero todavía no comerciales y deben disminuirse con el tiempo.

• Explorar mecanismos alternativos de políticas para fomentar tecnologías de energías renovables, tal como estándares para renovables, y “subastas inversas” (en las cuales desarrolladores de energías renovables compiten por recursos públicos limitados sobre la base de un subsidio mínimo que requieren por cada kWh).

• Invertir en investigación y desarrollo de más tecnologías de transformación, tal como celdas solares de películas delgadas o de proceso de fabricación continuo.

• Realizar investigaciones sostenidas para evaluar y mitigar cualquier efecto ambiental negativo asociado con el uso masivo de tecnologías de energías renovables.

Acciones requeridas para energías renovables

• Los gobiernos deben facilitar en forma sostenible el uso de fuentes de energías renovables a través de una política y subsidios adecuados. Un paso mayor en esta dirección es la dación de señales claras de precios para evitar la emisión de gases de efecto invernadero.

• Los gobiernos deben también promover la investigación y desarrollo en tecnologías de energías renovables asignando significativamente más recursos públicos.

• El sector privado, ayudado con subsidios públicos, debe buscar oportunidades empresariales en el creciente mercado de energías renovables.

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• La comunidad de ciencia y tecnología debe dar más atención para superar las barreras tecnológicas y de costo que actualmente limitan la contribución de las energías renovables.

• Las organizaciones no gubernamentales pueden asistir en promover el uso de las energías renovables en países en desarrollo.

• Los medios de comunicación pueden jugar un rol esencial para que el público en general sea consciente de los temas relacionados con las energías renovables.

• El centro de toda política energética futura debe ser (a) la eficiencia energética, desde la generación de la energía hasta su uso final, y (b) el desarrollo y la implementación de recursos de energías renovables y de bajo emisión de carbono.

• Una planificación de tecnologías de energías renovables tiene que ser una parte esencial de las estrategias de desarrollo en todos los países de la región.

• Se requiere urgentemente un programa riguroso de formación de capacidades focalizado en energía, dirigido a todos los niveles de educación, desde la escuela primaria hasta ciencia e ingeniería profesional; este programa debería iniciarse inmediatamente.

• Es esencial involucrar a los ciudadados de cada país en esta transición. Es urgentemente necesario un programa de información y de creación de consciencia.

• Agencias multilaterales tales como la OEA, el BID y el Banco Mundial, deben intensificar su participación en politicas energéticas, tecnologías y aplicaciones. (Fin de la cita del estudio del IAC)

Sin duda estas conclusiones, recomendaciones y acciones requeridas son también validos para el Perú, donde, hasta el momento, en el campo de las energías renovables y del uso eficiente de las energías no existe un programa de uso y promoción general, sino actividades puntuales, tal como lo indica el “Estudio sobre la situación actual de las energías renovables del país y su perspectiva de desarrollo en el mercado energético nacional” /5/, realizado en 2007 por el CER –UNI para FONAM.

Temas específicos

En el marco referencial indicado anteriormente, se enfocará a continuación los siguientes temas, de importancia para una política energética, y por ente, de desarrollo global, en el Perú:

• La biomasa tradicional en la matriz energética actual

• Uso de la energía solar térmica: urbano y rural.

• Arquitectura bioclimática: urbano y rural.

• Uso de energías renovables para la generación eléctrica aislada de la red.

• Subsidios existentes o necesarios para la electrificación rural.

• Uso de residuos sólidos y líquidos para la producción de energía.

1. La biomasa tradicional en la matriz energética actual

La forma tradicional de uso de la biomasa en el Perú se limita casi a su uso como combustible para cocinas en áreas rurales. Principalmente se usa leña, y en menor escala bosta y yareta. Tratándose de un uso mayormente no comercial, no existen datos precisos que permiten

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cuantificarlo y uno depende de estimaciones basadas en encuestas. Estas estimaciones indican que un 20 % del consumo energético total del Perú (energía primaria) corresponde a este rubro. Este representa un porcentaje muy alto, similar al uso de la hidroenergía para generar electricidad. Sin embargo, muy poco atención ha merecida esta fuente energética por parte de organismos públicas, explicable por su carácter no comercial.

La cocción se realiza en áreas rurales mayormente con fogones rudimentarios abiertos (“fogón de 3 piedras”), en un ambiente (“cocina”) separada de la casa-habitación, con el humo de combustión filtrándose por aperturas en el techo. Este uso ineficiente de la leña contribuye significativamente a la deforestación de amplias regiones especialmente en la sierra. La misma problemática se observa en muchos países en vías de desarrollo y si no como solución, por lo menos para mitigar el problema, se han desarrollado diversas formas de “cocinas mejoradas”, adaptándose en cada caso a la idiosincrasia de cada región. En el caso de las regiones andinas las “cocinas mejoradas” son de adobe y de autoconstrucción, tal como los modelos que la ONG CECADE, en Cusco, ha desarrollado y está diseminando /6/. Existen modelos pequeños con una hornilla, con dos hornillas, con horno (para hacer pan, etc.) y modelos “semiindustriales”, para centros comunales, colegios, etc. Similares experiencias han adquirido otros grupos, en particular de las universidades UNC, en Cajamarca, PUCP, en Lima y UNJBG, en Tacna. Completamente desvinculado de esta experiencia de muchos años, el Gobierno ha iniciado recientemente un programa de diseminación de “cocinas mejoradas”, encargándolo a SENCICO, una entidad del Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento. SENCICO es también, por Decreto Supremo, responsable de la evaluación y certificación de cocinas mejoradas, por lo cual en sus instalaciones en Lima ha implementado un programa oficial de “certificación” de cocinas mejorada. Cabe indicar que SENCICO no ha tenido ninguna actividad previa en este campo, y en el documento oficial de SENCICO, que describe el procedimiento para obtener una “certificación” para una cocina mejorada no menciona ninguna norma como antecedente, sea de carácter nacional o internacional (tampoco menciona a INDECOPI, la institución nacional para dar normas).

Conclusiones y propuesta:

El uso de cocinas mejoradas aumenta significativamente la eficiencia del uso de la leña en la cocción de alimentos, reduciendo así la demanda de leña y consecuentemente reduciendo la deforestación. Por otro lado, estas cocinas mejoradas, que son de autoconstrucción y que usan mayormente materiales del lugar (salvo el tubo de lata de fierro galvanizado para el tiro de los gases de combustión), mejoran la salubridad y, en zonas alto andinas con temporadas muy frías pueden ser usadas como calefacción para la casa si están ubicadas en la casa. Como son mayormente de autoconstrucción, para lograr su uso masivo se requiere programas masivos para hacer conocer sus beneficios y capacitación de la población rural andina para poder construirlas.

Se propone ampliar en forma agresiva los programas existentes de diseminación de “cocinas mejoradas” e involucrar en estos programas organizaciones que tienen experiencia en este campo y que están activas en zonas rurales. Interesante sería involucrar, como en la promoción de las energías renovables en general, los colegios e institutos tecnológicos en regiones rurales. Lograr su uso generalizado en áreas rurales que usan leña para la cocción, contribuiría significativamente a reducir el problema de deforestación de zonas andinas, mejorar la salubridad de la población rural involucrada y mejorar sus condiciones de hábitat.

En menor escala, cocinas solares, sean de tipo concentrado (ver foto) o de tipo caja, pueden contribuir a reducir el uso de leña. La experiencia ha demostrado que su diseminación masiva es complicada porque requiere cambiar costumbres de la gente. Hay varios

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grupos universitarias y asociaciones civiles en el Perú que han trabajado años con cocinas solares y han demostrado sus posibilidades desde un punto de vista técnico, por lo cual conviene también promover su uso.

2. Uso de la energía solar térmica: urbano y rural.

El Perú es un país privilegiado en relación a la disponibilidad de energía solar: La energía solar en casi todo el país es alto y muy constante durante todo el año, con valores típicos de promedios mensuales de 4 - 6 kWh / m2 día, y con fluctuaciones menores de ± 20% durante todo el año. Por otra parte, una gran parte de la energía que se requiere es en forma de calor a temperaturas relativamente bajas, muchas veces menos de 30 – 50 °C encima de la temperatura ambiental y esta energía se puede obtener con tecnologías simples de la energía solar. Sin embargo, todavía hay poco uso en el Perú de la energía solar.

En zonas urbanas hay algún uso limitado de la energía solar en “termas solares” para calentar agua. En Arequipa existe una tradición de más de 50 años y actualmente se estima que hay más de 30000 termas solares, la gran mayoría fabricado localmente en uno de alrededor 20 pequeñas empresas/ talleres. A parte, en otras partes del país, el uso de termas solares es todavía muy reducido: hay algunas termas solares en hoteles en Puno, Cusco, etc., poquísimos frente al gran potencial y la gran demanda de calentadores de agua, que hoy en día son mayormente de gas licuado o eléctricos.

En zonas rurales el uso de la energía solar térmica se limita prácticamente al secado tradicional de productos agrícolas, exponiéndolos sobre la tierra o una losa de cemento o similar directamente al sol. Existe una gran demanda de secado de diversos productos agrícolas y alimenticios, mayormente como método de conservación. Sin embargo, este secado solar tradicional tiene una serie de inconvenientes. El uso de secadores solares tecnificados puede reducir estos problemas, en particular reducir mermas y aumentar la calidad del producto. Sin embargo su uso es todavía muy limitado.

Diferentes proyectos pilotos han demostrado la viabilidad técnica y económica de los secadores solares. El principal proyecto fue un proyecto de la cooperación técnica alemana, realizada por las universidades UNI, UNALM, UNSAAC (Cusco), UNJGB (Tacna) y UNASAM (Huaraz) /7/. Este proyecto demostró que muchos productos agrícolas se pueden secar técnicamente con ventaja. Muchos secadores solares son de tipo artesanal y de autoconstrucción (en la foto: secador solar de orégano en Tarata, Tacna).

Conclusiones y propuesta

Hay un gran potencial de aumentar significativamente el uso de la energía solar térmica, en zonas urbanas como en zonas rurales. Faltan campañas de información por parte del estado (educación), pero también sería conveniente dar incentivos tributarios para la adquisición de termas solares como de secadores solares, tal como ocurre en muchos países. El uso de termas solares puede ser promovido a través de los programas gubernamentales de fomento de la construcción de casas (“Techo propio”, etc.), como su inclusión en los reglamentos de construcción, tal como ocurre en otros países.

3. Arquitectura bioclimática: urbano y rural.

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En muchas regiones del Perú, en especial en toda la sierra, existen condiciones ideales para una arquitectura bioclimática, tanto en zonas urbanas como rurales. En toda la sierra hay temperaturas ambientales nocturnas que son debajo de las temperaturas que son apropiadas para casas o edificios. Esto es particularmente verdad en los meses de invierno. Pero resulta que justo en estos meses hay más horas de sol. Para obtener condiciones de confort dentro de una casa o edificio en los andes, en términos generales, solamente hay que captar la energía solar durante el día (“ganancia directa”) y almacenarla en las paredes y piso de la casa. Esto, junto con un aislamiento térmico apropiado en el suelo y las paredes y ventanas, garantiza en la mayoría de los casos temperaturas de confort dentro de la casa durante todo el año, requiriendo solamente en casos extremos una calefacción complementaria.

A pesar de estas condiciones de necesidad de calentar las casas en la sierra y de disponer de la energía solar para satisfacer esta demanda, muy poco se ha hecho en este campo. Parece, en general, que especialmente los arquitectos peruanos no estén muy interesados en este tema.

Un caso particularmente importante representan las casas rurales alto andinas en el sur de país, en las cuales en el invierno las temperaturas están muy bajas, resultando cada año en muchos niños enfermos e inclusive muertos. Para mitigarlo, cada año hay campañas de colectar ropa y frazadas para enviarlas a esta gente necesitada Sin embargo, lo correcto sería apoyarlos en mejorar sus casas para evitar las bajas temperaturas dentro de las casas, lo que se puede lograr con relativamente pocos recursos, como lo demuestran varios proyectos pilotos interesantes.

Mencionamos aquí el proyecto de los Misioneros de Belén – Immensee, que han construido y evaluado casas andinas en Espinar, Cusco, a 4000 m sndm. Los resultados están bien documentados y disponibles en www.taller-inti.org /8/. En la gráfica se puede observar como la temperatura dentro de la casa más baja es 14 °C (a las 6 a.m.), mientras la temperatura exterior es – 6 °C. Como se puede observar en la foto, también usa una “cocina mejorada” para, como efecto complementario a la cocción de alimentos, contribuir al calentamiento la casa.

El otro ejemplo es ejecutado por el CER – UNI en San Francisco de Raymina, provincia Vilcashuamán, Ayacucho, a 3700 m sndm, dentro del marco de un proyecto financiado por FYNCyT. /9/. En este caso se midió sistemáticamente los datos meteorológicos y las temperaturas dentro de una casa campesina, después se introdujo mejoras constructivas en esta casa y se diseño y construyó una nueva casa. También se adosó un invernadero de plástico a la casa. Este invernadero es una forma muy apropiado para captar y almacenar energía solar (en las latitudes tropicales, en las cuales está incluido el Perú), no funcionen bien las “paredes de Trombé”, muy útiles en latitudes mayores para ganar calor solar). En el invernadero se cultiva hortalizas que no crecen al aire libre en esta región, contribuyendo así también a mejorar la dieta de la población beneficiada. Los resultados de este estudio indican claramente que se puede tener casa campesinas en zonas altoandinas, muy similares a las existentes y con costos adicionales reducidos, que tienen condiciones de confort térmico, si son bien diseñados y usan la energía solar.

Sin recurrir a estas experiencias exitosas (u otras, como de la PUCP), el Gobierno ha iniciado un programa grande de construcción de “muros de Trombé”, encargándole a SENCICO. Los muros Trombé (inventados por el profesor francés Trombé

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hace 50 años) pueden contribuir a calentar casas aprovechando la energía solar, pero fueron desarrollados para latitudes más grande, donde el sol siempre está en la misma dirección (por ejemplo, en el hemisferio norte, siempre en el sur), pero en el Perú, ubicado dentro del trópico, el sol está por épocas en el norte y por épocas en el sur, por lo cual los muros de Trombé son de dudosa utilidad.

Conclusiones y propuesta

Sería muy recomendable hacer una evaluación técnica y económica de los proyectos pilotos existentes y en la luz de esta experiencia iniciar un programa masivo de diseminación de construcciones bioclimáticas en zonas alto andinas. Esto vale también para cobertizos para animales (ovejas, alpacas, etc.)

No es tolerable que siguen cada año muriendo niños en Puno como consecuencia del friaje, teniendo a la mano el sol.

4. Uso de energías renovables para la generación eléctrica aislada de la red.

Perú es uno de los países latinoamericanos de menor electrificación: Alrededor de 7 millones Peruanos, 25 % de toda la población, todavía no tienen electricidad en su casa. La mayoría vive en zonas rurales, muchas veces muy apartado de redes eléctricas existentes y en forma muy dispersa.

Desde varios años, este gobierno, como también los anteriores, tiene programas agresivos de electrificación rural vía extensión de la red eléctrica. El costo de conectar una familia rural a la red eléctrica supera hoy en muchos casos los US 1800, costo superior al costo de un ”Sistema Fotovoltaico Domiciliario”, SFD.

Para muchas regiones la única forma de suministrarles electricidad en forma económicamente viable es por generación local en base a energías renovables, preferiblemente de energía hidráulica o eólica, si existen estos recursos localmente, pero en la mayoría de los casos la única solución son paneles fotovoltaicos. Esto es reconocido también en el Plan Maestro de Electrificación con energías renovables elaborado en 2008 por un proyecto JICA /10/, que considera que 280 000 hogares deben ser electrificados con Cada SFD básico consiste de un panel fotovoltaico, típicamente con una potencia de 50 – 70 W, de una batería de 12 V, 100 Ah, un regulador de carga (para proteger la batería contra sobre cargas y descargas demasiada profundas) y como cargas tiene mayormente lámparas fluorescentes de 12 V DC y algunos equipos de telecomunicaciones. Sin embargo hay que anotar que en algunos países, como por ejemplo el Brasil, se ha generalizado incluir un inversor a 220 V, 60 Hz para poder usar equipos eléctricos usuales y se usa paneles fotovoltaicos de mayor potencia, de 200 W o más, lo que permite usar televisores de color, refrigeradoras, etc.

En este contexto hay que anotar que hoy en día existe una oferta en sistemas fotovoltaicos que es tecnológicamente madura, con vidas útiles de los paneles solares con garantías de 25 años. También, después de unos años donde la demanda era mayor que la oferta, lo que había empujado los precios hacia arriba, hay ahora una creciente oferta en paneles fotovoltaicos, especialmente de películas delgadas. Como resultado, los costos están disminuyéndose significativamente. (La empresa “First Solar”, de EEUU, indica que el costo de fabricación de sus paneles de InCdS es menor de 1$/ W).

Frente a esta situación, el principal problema para una diseminación masiva de sistemas fotovoltaicos es, de un lado, de carácter de financiación, y, de otro lado, de gestión y organización. El costo anualizado de un pequeño SFD es hoy menor que el gasto que un campesino sin electricidad hace anualmente para iluminación (velas, etc.) y telecomunicación (pilas para radio, etc.). El problema es que el SFD tiene poco costo de operación y mantenimiento, pero un costo significativo de inversión inicial que mayormente requiere una financiación (microcrédito).

En el Perú, comparado con otros países de la región, existen todavía pocas instalaciones FV. Los primeros proyectos fueron en Puno, iniciado hace 20 años por la cooperación alemana

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/11/, después el proyecto del CER-UNI en Taquile y el más significativo es un proyecto GEF reciente, con 4500 SFD mayormente en regiones de la selva. Aparte hay algunas actividades de instituciones privadas, siendo la más importante la instalación de más de 1000 SFD en Chota y Bambarén en Cajajamarca, financiada por la ONG Española “ Ayuda en Acción”.

Presentaremos aquí brevemente dos proyectos, en particular porque presentan dos modelos de gestión diferentes. Más información se puede obtener en las referencias /12/ y /13/:

En el primer caso, en el proyecto del CER-UNI, los SFD fueron vendidos a los usuarios en Taquile y las islas de los Uros (ver foto), con financiación de 3 años (y parcialmente subvencionados). Es decir los usuarios son finalmente los propietarios de los equipos y responsables por su mantenimiento. Diferentes evaluaciones posteriores de este proyecto, que instaló entre 1996 y 1999 un total de 421 SFD, demostraron que prácticamente la totalidad sigue en operación (ver /10/. En el caso del proyecto GEF /13/, el MEM optó por una gestión “cesión en uso”: El usuario paga una cuota para la instalación y después debe pagar una mensualidad, que debe cubrir, por lo menos, los costos de reposición de los equipos, en especial de la batería. Los SFD siguen perteneciendo a ADINELSA (la empresa estatal que administra los proyectos de electrificación que requieren subsidio), que es también responsable del mantenimiento. Considerando que estos sistemas tienen menos de dos años de instalación (ver ejemplo en foto), todavía no hay datos para evaluar si este sistema de gestión es sostenible, por lo menos para financiar los costos de operación y mantenimiento, o cuanto de apoyo económico requiere permanentemente del estado.

Por otro lado, en el marco del proyecto GEF, el MEM ha implementado una serie de acciones complementarias, que pueden contribuir significativamente al éxito de cualquier proyecto futuro del electrificación rural FV: se ha elaborado un atlas solar del Perú (publicada en la página web del MEM), se han elaborado normas y especificaciones técnicas de los SFV y de sus componentes y se ha apoyado la formación de laboratorios que permiten verificar las especificaciones técnicas de los SFV, incluyendo un laboratorio de fotometría (único en el Perú), que permite la medición del flujo luminoso de lámparas. Considerando el alto

costo de la electricidad FV, todos los equipos que usan esta electricidad deben tener la máxima eficiencia posible: Siendo la iluminación la principal aplicación de SFD, se requiere lámparas eficientes, es decir que producen el mayor flujo luminoso (medido en lumen) por cada Watt de potencia consumido (fluorescentes o LED´s).

Conclusiones y propuesta

Tomando las condiciones tecnológicas y meteorológicas en el Perú, y la experiencia de los proyectos pilotos, se puede, y debe, llegar a una diseminación masiva a corto y mediano plazo. Problemas a enfocar son la forma de organizar un adecuado y operación mantenimiento de los SFD, y en particular definir el sistema de gestión más apropiado, realizar actividades de capacitación a nivel de usuario final como de técnicos locales, y, finalmente, y en forma decisiva, definir el nivel de incentivos requerido para lograr una electrificación rural sostenible. (ver siguiente punto). Otro tema pendiente es apoyar la formación de organizaciones que den microcréditos a los campesinos. Muchos pueden adquirir su propio SFD, si obtiene una financiación adecuada.

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5. Subsidios existentes o necesarios para la electrificación rural.

Como en todos países, también en el Perú los costos de los proyectos tradicionales de electrificación rural con extensión de la red son asumidos mayormente por el estado, es decir son subvencionados casi en su totalidad. Este costo es cada vez más alto, debido a la creciente dispersión de las casas rurales sin electricidad. En muchos lugares rurales, conectar una casa a la red eléctrica ya tiene un costo superior a US$ 1800. Este campesino consume después típicamente 10 – 30 kWh /mes, para lo cual hace un pago que eventualmente ni alcanza para cubrir los costos de mantenimiento, ni pensar en una amortización de la inversión inicial. Por otro lado, si un campesino en el Perú quiere adquirir un pequeño SFD, no solamente no recibe ningún subsidio, sino tiene que pagar todos los impuestos y aranceles por los equipos importados. Muy pocos campesinos están en condiciones de asumir este costo y condenado a gastar permanentemente para iluminación (con velas, etc.) y telecomunicaciones (usando pilas) más de lo costaría un SFD si habría un financiamiento y estímulo adecuado. Sin duda esto es una inconsistencia que debe superarse. En todo el mundo, la introducción de las ER es apoyado por el estado, sea por razones ecológicas (en países industrializados) o sea por razones de equidad (El lema “toda persona tiene derecho de tener electricidad en su casa”, está implementad en muchos países; en México está en su constitución.)

Conclusiones y propuesta

El estado debe definir a corto plazo el nivel de apoyo requerido y la forma de aplicarlo a nivel local, regional y nacional, para lograr que a mediano plazo (10 años) toda persona tenga electricidad en su casa.

A parte de la electrificación de las casas campesinas, se requiere a corto plazo equipar a todos las escuelas rurales, postas de salud y centros comunales con electricidad. En este caso es sin duda la tarea del estado de suministrar, y mantener, este servicio. También se debe estudiar la implementación de talleres comunales para fines productivos. El gran reto es generar actividades que generan riqueza localmente. Solamente así se puede mitigar la migración del campo a las zonas marginales de las ciudades, con todo su efecto social negativo. En la evaluación del costo de una electrificación rural - y en muchos lugares la solución más económica es la fotovoltaica – se debe incluir este costo oculto que se tiene si la población rural migra y genera, ya en las zonas urbanas marginales, otros costos para el estado.”La energía más cara es la energía que uno no tiene”.

6. Uso de residuos sólidos y líquidos para la producción de energía.

En la mayoría de los poblados del Perú, los residuos sólidos y líquidos son tratados en forma completamente inadecuada, contribuyendo en forma muy significativa al deterioro del medio ambiente. Por otro lado, existen en otros países muchos ejemplos de un uso racional de los residuos, urbanos como rurales, inclusive para producir energía, sea vía combustión o digestión anaeróbica (generación de biogás). En el Perú, cabe resaltar los trabajos de la ONG ODS (Organización para el Desarrollo Sostenible, www.ods.org.pe) para mejorar los rellenos sanitarios) y los ensayos y usos puntuales de generación de biogás realizados por varias instituciones (trabajos pioneros por ITINTEC, biodigestores en granjas de pollos, planta piloto del CER-UNI, etc.)

Conclusiones y propuesta:

Sin duda, el manejo de los residuos urbanos y rurales, en especial su uso para generar energía, es un reto en el Perú. Se espera que el nuevo Ministerio del Ambiente promueva un tratamiento de los residuos urbanos y rurales ambientalmente responsable, incluyendo su uso para generar energía.

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Conclusiones y propuestas generales

• El Perú es uno de los países de menor consumo de energía per cápita a nivel mundial y en electrificación está en América del Sur en el penúltimo lugar, requiriéndose, por lo tanto, un esfuerzo muy grande para cambiar esta situación.

• El Perú dispone de un potencial muy grande de energías renovables, en particular de energía solar, con promedios mensuales altos, de 5 kWh/m2día o más, durante todo el año y en casi todo su territorio.

• A pesar de que no existe una evaluación actualizada del potencial hidroeléctrico del Perú, se puede afirmar, sin posibilidad de equivocarse, que este potencial es muy alto comparado con su aprovechamiento actual y también comparado con la demanda de energía eléctrica del país, por lo cual no parece ni racional ni ambientalmente responsable usar gas natural, un recurso agotable y contaminante, para producir electricidad o pensar en centrales termonucleares. (Las centrales termonucleares existen en los países que no disponen de hidroenergía.)

• Hay amplias experiencias locales en el uso de las energías renovables desde mucho tiempo, especialmente en grupos universitarios, pero también en organizaciones privadas. Cabe mencionar los grupos en las universidades de UNJBG en Tacna, UNSA en Arequipa, UNI, PUCP y UNALM en Lima, y las ONGs ITDG (www.itdg.org.pe), CECADE y Taller-Inti en Cusco. En la UNI hay desde 1980 un “Programa de Segunda Especialización Profesional en Energía Solar” que ha formado profesionales que conocen bien las posibilidades, y las limitaciones, del uso de las energías renovables. La mayoría está asociada en la “Asociación Peruana de Energía Solar y del Ambientes”. APES (fundada en 1981, www.perusolar.org) que forma parte de la Sociedad Internacional de Energía Solar (“ISES-Perú”) y que realiza anualmente sus “Simposios Peruanos de Energía Solar”, en los cuales se presentan los avances tecnológicos en el mundo y los trabajos realizados en este campo en el Perú.

• A pesar de que hoy es un lugar común que no puede haber desarrollo sin educación y sin ciencia y tecnología, hay muy poco apoyo del Gobierno a las universidades, ni aprovechamiento de la experiencia de los grupos universitarios existentes. Los proyectos recientes del Gobierno de diseminar los muros Trombé para calentar las casas rurales altoandinas con energía solar y las cocinas mejoradas fueron implementados sin aprovechar la experiencia existente en diferentes grupos nacionales, encargándose ambos proyectos a Sensico, institución estatal sin experiencias en el campo, con los resultados dudosos que observamos ahora.

• Mientras, por ejemplo, en la India existe un Ministerio de Energías Renovables y en el Ecuador un Ministerio de Electricidad y Energías Renovables, en el Perú no hay un organismo del Gobierno que promueve y coordine el uso de las energías renovables. Para ilustrar la situación: es difícil encontrar en la página web del Ministerio de Energía y Minas actividades relacionadas con energías renovables (está escondido en la Dirección General de Electrificación Rural). Las metas de uso de energías renovables que son publicadas por el Gobierno se repiten año por año, sin concretarse.

• En base a lo expresado aquí y recogiendo la experiencia internacional, tal como está indicado en el “Marco referencial” de este documento, sería recomendable:

o Promover en gran escala la innovación, investigación, desarrollo tecnológico y diseminación de tecnologías y modelos de gestión y administración en el campo del aprovechamiento de las energías renovables y del uso racional de la energía, a través de concursos públicos, transparentes y abiertos para todos. Ejemplos, pero muy limitados, son el programa FINCyT (con fondos del BID), o el reciente concurso de la asociación civil GVEP. Un desarrollo sostenible del Perú solamente es posible si existe un potencial humano que realiza desarrollo científico y tecnológico localmente.

o Crear una institución nacional, sea como organismo autónomo, o dentro de un Ministerio existente (por ejemplo, Medio Ambiente o Energía y Minas) o por

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crearse (Ministerio de Energías Renovables o Ministerio de Ciencia y Tecnología), que coordina y promueve todas las actividades en energías renovables, con capacidad de convocar a todas las instituciones involucradas pata así potenciar la experiencia y conocimientos existentes.

o Promover el acercamiento entre Gobierno, organizaciones civiles, universidades y empresas, aprovechando al máximo la potencialidad y experiencia de cada uno de estos grupos de la sociedad peruana.

Bibliografía

(1) COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (del Gobierno de Chile)

2008 Política Energética: Nuevos Lineamientos; Transformando la crisis energética en una oportunidad

(2) OLADE, 2006, Informe de estadísticas energéticas (en www.olade.org)

(3) INTERNATIONAL RENEWABLE ENERGY AGENCY - IRENA

2009, Statute of the International Renewable Energy Agency (IRENA) (www.irena.org)

(4) InterAcademy Council

2007, Lighting the way; Toward a sustainable energy future (www.interacademycouncil.net)

(5) FONAM, 2007, Estudio sobre la situación actual de las energías renovables del país y su perspectiva de desarrollo en el mercado energético nacional (estudio realizado por el CER-UNI)

(6) CECADE: “Centro de Capacitación para el Desarrollo”, en Yaurisque, Paruro, Cusco, www.cuscosolar.org

(7) CER- UNI, 1991; “Teoría y práctica del secado solar” La experiencia de un proyecto de la cooperación técnica peruana – alemana.

(8) Ré, Luciano, Misiones de Belen Immensee, “Construcción y análisis de una vivienda solar activa, adecuada al medio rural de la sierra peruana”, en www.taller-inti.org

(9) R. Espinoza et, 2009; Resultado experimental de confort térmico en una vivienda altoandina del Perú; XVI Simposio Peruana de Energía Solar, 2- 6.11.09, Tacna

(10) MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS, 2008, Estudio del Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable en la República del Perú (estudio realizado por la Agencia de Cooperación Internacional de Japón)

(11) M.Horn, 2001, Experiencias de electrificación fotovoltaica en el Perú; en http://fc.uni.edu.pe/mhorn

(12) M. Egido et al; 2004, Field evaluation of a PV rural electrification project in Titicaca Lake island; 19th European photovoltaic Solar Energy Conference, Paris; reproducido en http://fc.uni.edu.pe/mhorn

(13) I. Salazar, 2009; “Proyecto GEF de 4600 sistemas domiciliarios en Perú”; en www.elecsolrural.org