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Las normas ambientales y los valores reglamentarios para la calidad del aire, la calidad del agua y el ruido en relación con la generación de energía geotérmica en el Perú. Se detalla el establecimiento de estándares de calidad ambiental, el costo de la energía geotérmica en comparación con otras fuentes, las recomendaciones para la asistencia y los incentivos en la promoción de recursos geotérmicos, y el análisis de políticas alternativas para el desarrollo de energía eléctrica en el Perú.
Tipo: Ejercicios
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Mapa del Perú
JICA ii WJEC
Japan International Cooperation Agency (Agencia de Cooperación Internacional del Japón) MEF Ministry of Economy and Finance (Ministerio de Economía y Finanzas) MEM (MINEM) Ministry of Energy and Mines (Ministerio de Energía y Minas) MINAG Minister of Agriculture (Ministerio de Agricultura)
MINAM
Ministry of Environment (Ministerio del Ambiente)
MT
Magneto telluric (Magneto-telúrico) OGGS Social Impact Management Office (Oficina General de Gestion Social) OSINERGMIN Organization of Supervising for Investments in Energy and Mines (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería) PPC Citizen Participation Plan (Plan de Participacion Ciudadana)
RERNC Renewable Energy Resources (Recursos Energéticos Renovables)
SEIN
Electric National Interconnected System (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) SERNANP National Service of Natural Protected Areas (Servicio Natural de Áreas Naturales Protegidas) SINANPE National System of Protected Natural Areas State (Sistema Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado) SNIP National System of Public Investment (Sistema Nacional de Inversión Pública)
SRTM
Shuttle Radar Topography Mission (Misión de Topografia por Radar del Transbordador Espacial)
TOR
Terms of Reference (Términos de Referencia) UTM Universal Transverse Mercator, geographical coordinate system (Sistema Coordenado Geográfico Universal Transverse Mercator,)
JICA vi WJEC
Figura II-1.1.14 Potencial de generación eléctrica geotérmica en los campos promisorios y en los otros. ..................................................................................................................................... Figura II-1.1.15 Número de sectores por su potencial estimado (excluyendo los campos promisorios). ......................................................................................................................... Figura II-1.1.16 Histogramas de la elevación de los sitios comparada con el número de campos y el potencial de sus recursos........................................................................................................ Figura II-1.1.17 Emisiones de CO 2 en el ciclo de vida de las diferentes fuentes de energía ............. 74 Figura II-1.1.18 Factores de capacidad de Planta para varios tipos de Energía renovable................ 74 Figura II-1.1.19 Costo de Generación Eléctrica por Fuentes renovables de energía (Bertani, 2009) .............................................................................................................................................. Figura II-1.1.20 Factores de capacidad para proyectos de recursos energéticos renovables ofrecidos en las licitaciones en Perú ...................................................................................................... Figura II-1.1.21 Producción y consume de Gas Natural en Perú (JOGMEC, 2011)......................... Figura II-1.1.22 Mapa de distribución de recursos solares (izquierda) y eólicos (derecha) en Perú.. 77 Figura II-1.1.23 Proyección de Demanda y Oferta (hasta 2016) ..................................................... Figura II-1.1.24 Zonas regionales del Sistema de Transmisión de Potencia. ................................... Figura II-1.1.25 Composición del precio de venta de electricidad generada por Proyectos geotérmicos y a Gas natural. .................................................................................................. Figura II-1.1.26 Perspectiva del suministro mundial de electricidad basado en recursos geotérmicos .............................................................................................................................................. Figura II-1.1.27 Predicción del crecimiento de la generación eléctrica por medio de energías renovables distintas a la geotérmica ....................................................................................... Figura II-1.2.1 Distribución de la producción y las profundidades de los pozos en las Plantas geotérmicas en Japón............................................................................................................. Figura II-1.2.2 Distribución de la productividad de los pozos de producción en las Plantas de energía geotérmica en Japón .................................................................................................. Figura II-1.3.1 Nivel del FIT para la generación de energía geotérmica en el mundo (precio máximo)................................................................................................................................ Figura II-1.3.2 Impacto de préstamo a bajo interés para la construcción en el precio de electricidad .............................................................................................................................................. Figura II-1.3.3 Efecto de financiamiento a bajo interés para la construcción en la reducción del precio de electricidad............................................................................................................. Figura II-1.3.4 Impacto de los incentivos tributarios en la reducción del precio de electricidad ...... 95 Figura II-1.3.5 Impacto de la aplicación simultánea de la asistencia financiera y el incentivo tributario en el precio de electricidad ..................................................................................... Figura II-1.3.6 Efecto de la participación de la empresa pública en el desarrollo de energía geotérmica en el precio de electricidad................................................................................... Figura II-1.3.7 Efecto de la ejecución de la exploración de recursos por parte del gobierno en el precio de electricidad............................................................................................................. Figura II-1.3.8 Efecto de la ejecución de la exploración de recursos por parte del gobierno en el precio de electricidad........................................................................................................... 100 Figura II-1.5.1 Aplicaciones de los recursos geotérmicos dependiendo de su temperatura ............ 112 Figura II-1.5.2 Representación esquemática de utilización en cascada de recursos geotérmicos.... 113 Figura II-1.5.3 Participación hipotética en la socio-economía de la región ................................... 115 Figura II-1.5.4 Utilización de subproductos de agua en una aplicación de energía geotérmica (caso binario)................................................................................................................................ 115 Figura II-2.2.1 Menú de entrada de la Base de Datos de recursos geotérmicos ............................. 122 Figura II-2.2.2 Ejemplo de la pantalla principal para selección de campos en la base de datos geotérmica........................................................................................................................... 123 Figura II-2.4.1 Ejemplo de una ventana de GEOCATMIN ........................................................... 127 Figura II-3.3.1 Hoja de Ruta del desarrollo de la Energía Geotermal en el Perú............................ 134
Se estima que existe un potencial considerable de recursos geotérmicos aptos para la generación eléctrica en la República del Perú (en lo sucesivo referido como Perú) que bien podrían superar los 3.000 MW. Sin embargo en la actualidad no hay ningún emprendimiento de explotación de este recurso en el país dado a que el país no ha establecido los conocimientos técnicos y experiencia necesaria para la exploración, desarrollo y explotación de los recursos geotérmicos.
A finales de 2010, la potencia total de generación instalada en el país sumaba 7.309 MW (no se incluye 1.303 MW de la generación privada por autoconsumo) compuesta por instalaciones de energía hidroeléctrica, 3.345 MW (46%) y de energía térmica 3.964 MW (52%), según el MEM, 2010. Se prevé un crecimiento de la demanda anual de potencia del 8,1% entre 2009 y 2018 y de acuerdo a un escenario medio de crecimiento de demanda. Para responder a tal rápido crecimiento de la demanda, está prevista la construcción en gran escala de centrales hidroeléctricas y otras a gas natural.
Sin embargo, las estadísticas disponibles muestran que la tasa de autosuficiencia energética del Perú ha venido disminuyendo constantemente. De acuerdo con estas, con el año 2004 fueron inferiores al 70%. Por lo tanto, para el Perú, es preferible desarrollar y utilizar energías renovables para abastecer sus necesidades energéticas. En primer lugar, desde el punto de vista de la seguridad energética nacional, esto mejorará la tasa de autosuficiencia energética y contribuirá a la diversificación de la cartera de energía; en segundo lugar, la utilización de energías renovables contribuye a la emisión de menos gases de efecto invernadero y ayuda a la mitigación del calentamiento global.
Se sabe que el potencial de generación de energía hidroeléctrica es muy alto, sin embargo, la posibilidad de escasez de agua en el futuro no puede ser eliminada debido a los efectos del cambio climático. Bajo estas circunstancias, la ley para la promoción de la generación de electricidad con energías renovables fue promulgada en 2008. El objetivo de esta ley es lograr que el 5% de la generación total de electricidad sea hecha utilizando fuentes de energía renovables (solar, eólica, biomasa, geotérmica, pequeña hidroeléctrica). De acuerdo con esta ley, el gobierno deberá elaborar y revisar el plan nacional de desarrollo y aprovechamiento de energías renovables cada dos años. En el caso de los recursos geotérmicos, en la actualidad no hay ningún desarrollo de actividades geotérmicas. Lo único concreto hecho en el Perú son dos estudios de prefactibilidad realizados para las Borateras y campos Calientes. Dentro del gobierno peruano se ha creado un comité para la promoción del desarrollo geotérmico y, asimismo las autoridades energéticas del Perú han solicitado asistencia técnica al gobierno japonés para formular un Plan Maestro para el desarrollo de los recursos geotérmicos del país.
El objetivo de este estudio es conformar un plan nacional de desarrollo de energía geotérmica (Plan Maestro) con el fin de promover y acelerar el desarrollo de la energía geotérmica y los programas de explotación en el Perú.
El Plan Maestro se ha formulado teniendo en cuenta todos los factores asociados al desarrollo de los recursos geotérmicos además al estudio del marco establecido por la política y/o disposiciones legales presentes relacionadas con la energía y su generación. El Plan Maestro incluye recomendaciones dirigidas a la promoción del desarrollo de energía geotérmica en el Perú a través del establecimiento de políticas nacionales adecuadas. Además, se construyó una base de datos de información relacionada con el desarrollo de la energía geotérmica en Perú con el propósito de servir como una base sobre la cual se formule el Plan Maestro y una plataforma sobre la cual la autoridad correspondiente del Perú pueda proceder a cambios después de que este estudio se haya completado. La transferencia de tecnología al personal de contraparte de la Dirección General de Electricidad (DGE), INGEMMET y otras organizaciones en el Ministerio de Energía y Minas (MEM) se llevará a cabo durante toda la ejecución de las actividades para este estudio.
I-1 El Sector Energia
I-1.1 El Sector Energético y sus Políticas
En los años 70 el petróleo crudo y derivados (53%) y la biomasa (37%), principalmente madera, tuvieron una participación importante en el suministro de energía en el Perú. Recientemente, sin embargo, la participación del gas natural como fuente para la generación ha subido importantemente (significando en la actualidad alrededor del 33%), mientras que ha habido una reducción significativa de la participación del petróleo crudo y derivados (35%) y biomasa (15%). Por otro lado, la hidrogeneración, que alcanzó su pico de participación en 2004 con un 17%, ha caído a sólo el 14% principalmente por causa de la penetración de los recursos naturales de gas en la generación de electricidad. La participación del gas natural y sus derivados (desde el año 2004 se puede ver el impacto del campo Camisea claramente) ha ayudado a reducir la dependencia del petróleo crudo y, en los últimos años, la reducción de la participación de la biomasa (en especial el de madera) es también muy notable. Por otro lado, la abundancia de recursos hídricos del país (alrededor de 58.000 MW) no ha sido suficientemente explotada. Figura I-1.1.1 muestra la evolución del porcentaje de cada fuente de energía dentro de la oferta energética en el país.
Respecto a la generación de electricidad, en 1970, dentro de la capacidad instalada total del país (1. MW), la generación térmica con diesel ocupaba el 34% (570 MW). Sin embargo, en 2008, se disminuyó al 8% (570 MW) dentro de la capacidad instalada total (7.158 MW). En cuanto a la generación de energía hidroeléctrica, que ocupaba el 40% (670 MW) de la capacidad instalada total en 1970 aumentó a su nivel máximo del 67% (3.957 MW) entre la capacidad instalada total (5.906 MW) en en 2001. Sin embargo, con la introducción de la generación con gas natural, en 2008 la proporción de la generación de energía hidroeléctrica se redujo al nivel de 1970. Figura I-1.1.2 y Figura I-1.1.3 se muestran respectivamente la evolución de la capacidad instalada de las plantas de electricidad térmica e hidráulica y la evolución de la participación de cada fuente de generación dentro de la capacidad instalada total.
En resumen, se demuestra que la evolución de la energía refleja la constante disminución en el suministro de crudo de producción local. Evidentemente, ya en la segunda mitad de los años 80, el país dejó de exportar petróleo crudo para más bien convertirse en un importador; además, se nota el marcado aumento en la penetración de gas natural en la matriz de generación de electricidad, causando la reducción de la participación no solo del petróleo diesel y petróleo residual, sino de otras fuentes importantes como la biomasa y la energía hidroeléctrica.
0% (^) 10% (^) 20% 30% (^) 40% (^) 50% 60% (^) 70% (^) 80% 90% (^) 100%
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Oferta Interna de Energía - Peru (1970 - 2008)
Carbon Mineral y Derivados Petroleo Crudo y Derivados Gas Natural y Derivados Biomasa Hidroenergia Energia Solar
Figura I-1.1.1 Evolución del porcentaje de cada fuente de energía en la oferta energética del país
Hidráulica
Térmica
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Potencia Instalada (MW) 1970 1980 1990 2000 2008 Año
Figura I-1.1.2 Evolución de la capacidad instalada por fuente de energía
I-1.2 Organizaciones Competentes
La autoridad competente del Sector energético del país es el Ministerio de Energía y Minas (MEM), con la responsabilidad de supervisar las actividades relacionadas al petróleo, gas, electricidad, la minería y el medio ambiente en el sector, así como el desarrollo e implementación de las políticas del sector. El MEM regula, administra y supervisa el uso racional de los recursos minerales y energéticos del país en sus actividades de explotación, que se aplican de acuerdo a las directrices del plan de desarrollo nacional y la normativa ambiental nacional. El MEM cuenta con dos divisiones: el Viceministerio de la Energía y el Viceministerio de Minas. El Viceministerio de Energía es responsable de la política energética y está compuesta por la Dirección General de Electricidad, la Dirección General de Hidrocarburos, la Dirección General de Electrificación Rural, la Dirección General de Utilización Eficiente de la Energía, la Dirección General de Energía y la de Asuntos Ambientales. El Viceministerio de Minas es responsable de las políticas relacionadas con la identificación, evaluación y planificación de los recursos de exploración minera. Existen tres instituciones descentralizadas públicas en el sector energético: el Instituto Geológico Minero y Metalúrgico (INGEMMET), responsable de la exploración, la evaluación y la planificación de los recursos minerales del país, el Instituto Nacional de Concesiones y Catastro Minero (INACC), encargado de asistir a los potenciales inversores en la documentación de las solicitudes de concesiones mineras y la realización de las actividades catastrales, y el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN). El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) es el organismo encargado de supervisar y vigilar el cumplimiento de las leyes y las cuestiones técnicas de las actividades de desarrollo empresarial en los subsectores de electricidad, petróleo y minería, así de como regular las tarifas eléctricas y de gas, antes a cargo de la antigua Comisión de Tarifas de Energía. OSINERGMIN no asume ningún papel en la regulación de los precios de los productos derivados del petróleo ni gas licuado, los cuales están determinados por el MEM, cumpliendo solo la función de informar a este.
I-2 Sector Eléctrico
I-2.1 Reforma del Sector de Generación Eléctrica
El sector eléctrico fue nacionalizado en 1972 por la promulgación de la Ley de Electricidad. Hasta entonces, el suministro de energía eléctrica había sido administrado por empresas privadas en las principales ciudades y las empresas públicas en los municipios. Al mismo tiempo, se creó la Compañía de Electricidad del MEM, que asumió las responsabilidades de la planificación de políticas y las licencias de inversión y la regulación y la determinación de tarifas. Una empresa pública, Electroperú, fue creada en esa etapa. Posteriormente el territorio fue dividido en ocho regiones otorgando la responsabilidad del suministro a otras tantas Empresas, entre las cuales Electrolima fue la más grande. El sector se estructuró bajo Electroperú, que era dueña de las acciones de estas empresas. Sin embargo, la planificación del sector y la gestión de las empresas públicas no necesariamente generaban los resultados positivos esperados en términos de tasa de electrificación y credibilidad de la oferta; la razón de esto era que la tarifa eléctrica no estaba en el nivel adecuado para mantener una buena gestión financiera y poner en práctica las inversiones necesarias. En este contexto, la conciencia de la necesidad de inversión, introduciendo el sector privado al Sector, comenzó a crecer.
El país comenzó a liberalizar su economía en los años 90 a través de la promoción de la inversión privada, la promoción de exportaciones y la estabilización macroeconómica. La reforma del sector eléctrico era una prioridad para el Gobierno como parte de la privatización de las empresas públicas.
El gobierno promulgó la Ley de Concesiones Eléctricas en noviembre de 1992 con el objetivo de restructurar el Sector, siguiendo el modelo de Chile, que fue el primer país latinoamericano en introducir un mercado libre de electricidad. Los tres pilares de la restructuración del sector eléctrico fueron.: 1) el establecimiento del nuevo marco legal, 2) el fin de la estructura vertical del monopolio estatal y, 3) la privatización de empresas públicas. Se incorporaron también los siguientes componentes:
Introducción de la competición en actividades de generación.
La separación de las actividades de generación, transmisión y distribución. Permitir participación privada en la planificación, construcción y operación de redes de transmisión. Creación de un mercado libre de electricidad (originalmente para usuarios mayores a 1.000kW, modificado para los usuarios mayores a 2.500 kW en 2006) Asegurar el acceso abierto a las redes de transmisión. Incentivos de competencia en actividades de generación a través de un esquema de despacho económico de carga.
I-2.2 Marco Legal e Instituciones Relacionadas
I-2.2.1 Marco Legal Las actividades del subsector electricidad son reguladas por la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley N º 25, 844) y su Reglamento, que entró en vigor en 1992. Estas normas se complementan con la Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N º 28832), que entró en vigor en año 2006 y con el propósito de mejora gradual y adaptación del marco legal a lo largo de la evolución del mercado eléctrico. De acuerdo a esta ley los generadores ahora comercializan su producto de acuerdo a las 4 modalidades siguientes: Un mecanismo de licitación del suministro de electricidad realizado por las empresas distribuidoras. El precio es fijo por 20 años como máximo, Si en la licitación el precio de la hidroelectricidad es más caro que la termoelectricidad se podrá aplicar un descuento al precio de la hidroelectricidad. La aplicación de este factor de descuento es solo para el proceso de evaluación de ofertas y de resultar otorgado el contrato, el precio de venta será el de la oferta. Mercado de Contratos con distribuidoras del mercado regulado en el cual el precio correspondiente al nodo en cuestión será aquel fijado por OSINERGMIN. Mercado de contratos a precios negociados. Mercado de venta de energía y potencia en el mercado libre administrado por el COES.
I-2.2.2 Instituciones relacionadas. La Figura I-2.2.1 muestra a los actores involucrados en el subsector de la electricidad y su interacción de acuerdo con la normativa vigente.
El MEM es responsable del desarrollo de la política energética y la planificación del sector. La Dirección General de Electricidad (DGE) es el órgano técnico encargado de proponer las políticas y evaluar las políticas del Subsector Electricidad. La DGE se compone de tres direcciones: Dirección de Política de Electricidad, Departamento de Estudios Eléctricos y Promoción y el Departamento de Concesiones Eléctricas.
Ministerio de Energía y Minas (MEM)
El OSINERGMIN fue creado en 1997 para supervisar y vigilar el cumplimiento de las leyes y las cuestiones técnicas relativas a las actividades de desarrollo empresarial en los subsectores de electricidad, del petróleo y la minería. Además tiene la función de ente de regulación de las tarifas de electricidad después de haber absorbido a la Comisión Tarifas eléctricas (CTE).
Organismo Supervisor de las Inversiones en Energía y Minería (OSINERGMIN).
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). El COES-SINAC es el órgano integrado por los propietarios de las centrales eléctricas, sistemas de transmisión, distribución y grandes usuarios para organizar el despacho económico en sistema interconectado nacional de electricidad, para garantizar la seguridad del suministro y para la
Agentes Directos
I-2.2.3 Empresas de Energía La generación, transmisión y distribución están separadas por la Ley de Concesiones Eléctricas, que fue promulgada en 1992. Edegel es la empresa más grande de Generación del país, resultada de la privatización de Electrolima, con una capacidad instalada de 1.570.000 kW y con la participación de Entergy (EE.UU.) y Endesa (Chile). Electroperú, después de la desintegración vertical de la generación, transmisión y distribución ha sido hasta ahora empresa de generación de propiedad estatal. EGASA y Termoselva son dos empresas de generación separadas de Electroperú. EGASA continúa como empresa pública; Termoselva se convirtió en empresa privada con la participación de ENDESA (España). Las actividades de transmisión son llevadas a cabo principalmente por siete empresas privadas. REPS, una filial de ISA (Colombia), es la mayor empresa de transmisión y dueña del 28% de los activos del sistema de transmisión en todo el país. ISAPERU que opera la interconexión regional es una filial de ISA. El negocio de distribución se compone de 24 empresas públicas y privadas. Como resultado de la desintegración vertical y la privatización de Electrolima, EDELNOR está operando en la zona norte de Lima y la empresa Luz del Sur, en la zona sur de esa ciudad. Estas dos empresas representan el 65% de ventas totales de energía en todo el país.
I-2.3 Situación del suministro y demanda de electricidad
I-2.3.1 Generación La capacidad instalada de generación es 7.309 MW (no se incluye la capacidad de 1.303 MW de la generación privada para autoconsumo) a diciembre de 2010 (referirse a la Tabla I-2.3.1). Las plantas de generación son propiedad de 45 Empresas.
Tabla I-2.3.1 Empresas de Generación.
Empresa
Capacidad instalada (MW)
Capacidad efectiva (MW) EDEGEL 1.583^ 1. ELECTROPERÚ 1.096^964 ENERSUR 1.086 1. KALLPA GENERACIÓN 695 687 EGENOR 602 566 EGASA 331 324 SN POWER 267 264 CELEPSA 220 220 CHINANGO 185 194 TERMOSELVA 203 176 Otros 1,041 959 Total 7.309^ 6. Fuente: MEM 2010
Como se muestra en la Tabla I-2.3.2, la generación consiste principalmente de 3.345 MW (45,8%) de hidrogeneración y 3.964 MW (54,2%) generados por medios termales. La generación por gas natural (2.479 MW) abarca casi la mitad del total de la generación térmica. En 2010, la generación eólica participó en el mercado, aunque la capacidad es solamente 0,7 MW (0,01%).
Tabla I-2.3.2 Capacidad Instalada/ efectiva y tipo de generación
Fuente de energía
Capacidad Instalada (MW)
Capacidad Efectiva (MW)
Hidroeléctricas 3.345 45,8% 3.237 47,1% Termoeléctricas 3.964 54,2% 3.637 52,9% Gas Natural (^) 2.479 33,9% 2.306 33,5% Dual (Gas Natural - Diesel) 544 7 ,4% 509 7 ,4% Diesel 500 6 ,8% 407 5 ,9% Carbón 426 5 ,8% 404 5 ,9% Otros 15 0 ,2% 11 0 ,2% Eólico 0,7 0,01% 0,7 0,01% Total 7.309 100,0% 6.875 100,0%
La Figura I-2.3.1 muestra la demanda de potencia del 16 de Diciembre de 2010, día de registro de demanda pico durante todo el mismo año. La Figura I-2.3.2 muestra la máxima demanda por áreas geográficas.
