Revista electricidad edicion 31 by Karelin Reyes

Año VIII - Edición Nº 31, Mayo 2016

Electricidad Foto: Grupo Enel

Generación - Transmisión - Distribución

Interconexión eléctrica podría concretarse al 2020 ENTREVISTAS Ing. Rodrigo Quintanilla Director Nacional de Control de la Transmisión y Operación de ARCONEL - Ecuador Ing. Daniel Salazar, Director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del SING - Chile ENERGíAS RENOVABLES Ing. Jaime Mendoza, Gerente de Transmisión y Generación Eléctrica de Osinergmin EXPO ENERGíA PERÚ 2016 Las experiencias del megaevento eléctrico

VII FORO

GLP

21 Junio 2016 - Sonesta Hotel El Olivar

“Escenario actual y Perspectivas de Desarrollo del GLP en el Peru” Propuestas del Estado sobre el Desarrollo del Gas Licuado de Petróleo en el Perú. Revisión y Análisis de la Normativa Vigente: ¿qué cambios se deben realizar para el avance de la industria? Radiografía y Análisis del Avance y Crecimiento de la Industria del GLP La promoción del uso del GLP: Estadísticas y Propuestas de Mejoramiento GLP y Medio Ambiente: Eficacia en la comercialización Comercialización y Distribución: Situación actual de los sectores: Doméstico,

Junio 2016

Industrial y Automotor ¿Cuál es la mejor manera de influir en el fortalecimiento de la Industria del GLP? Crecimiento y Proyecciones del GLP

INSCRIPCIONES: Teléfonos: (511) 605-2780 / 605-2782 / 605-2761 / 605-2764 Celular: 9711-63097 RPM * 960988 E-mail: yerlly.torres@doblet.com.pe

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Contenido

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Electricidad Generación - Transmisión - Distribución

AÑO VIII – Edición N° 31 – Mayo 2016

20 ENTReVISTA Ing. Rodrigo Quintanilla Director Nacional de Control de la Transmisión y Operación de ARCONEL - Ecuador y al Ing. Daniel Salazar, Director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del SING - Chile.

24 ANÁLISIS Lanzan Proyecto de Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMA) en los sectores de generación de energía y su uso final en el Perú, el cual promueve acciones de sostenibilidad para alcanzar reducciones en emisiones de gases de efecto invernadero.

26 ENeRGÍAS ReNOVABLeS La Cuarta Subasta de Recursos Energéticos Renovables (RER) marca un precedente dentro del sector eléctrico al adjudicarse proyectos con precios bajos, nunca antes visto con este tipo de generación eléctrica en el país.

Director General José Eduardo Torres Lam jtorres@doblet.com.pe Editor Periodístico Juan Carlos Vera Miyashiro jvera@doblet.com.pe Redacción Gian Marco Gutierrez ggutierrez@doblet.com.pe Coordinadora General Yerlly Torres Pérez

yerlly.torres@doblet.com.pe

Colaboradores Ing. Alberto Ríos Sr. Santiago Gazzo Ing. César Gutierrez Ejecutiva Marketing y Publicidad Giselle Ojeda gojeda@doblet.com.pe Diseño y Diagramación

Karelín Reyes Loyola karelin.reyes@doblet.com.pe

Fotografías Archivo Electricidad Perú

32 EXPO ENERGÍA PeRÚ 2016 La exhibición y conferencia de electricidad se mantiene como el congreso más importante en materia de energía en el país. Este año se continuó ofreciendo valiosa información mediante interesantes debates y exposiciones sobre el presente y futuro de la industria eléctrica peruana.

53 OPINIÓN Tarifa eléctrica industrial peruana es competitiva regionalmente, escrito por el Ing. César Gutierrez Peña, director de Utilities Perú.

59 RESPONSABILIDAD SOCIAL En cumplimiento con su labor social, la generadora Fenix Power viene ejecutando el programa «Mejora del desempeño pedagógico y de gestión para el logro de aprendizajes», que busca mejorar el nivel de enseñanza de los profesores y estudiantes de la zona.

60 EVENTOS Concesiones y APPs - Infraestructura Perú 2016, Doble T Eventos Corporativos realizó la conferencia «Concesiones y APPs - Infraestructura Perú 2016», evento que tuvo el objetivo de analizar y debatir las debilidades y fortalezas en el desarrollo de la infraestructura en el país.

Publicado por:

DOBLE T COMUNICACIONES

Av. Benavides 4883-4887, Piso 6, Of. 601, Santiago de Surco, Lima - PERÚ Teléfonos: (511) 605-2761 / 605-2764 605-2780 / 605-2782 Celular: 9711-63098 / RPM: *142753 Hecho el depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú 2011: 2011-15841

Doble t Eventos CorporativoS S.A.C. Coordinadora de Eventos Denise Coronado Montoya dcoronado@doblet.com.pe Ejecutiva de Eventos Rosario Cabello rcabello@doblet.com.pe

La revista no se solidariza necesariamente con las opiniones expresadas en los artículos firmados que se publican en esta edición. Se autoriza la reproducción de cualquier artículo siempre y cuando se cite su procedencia.

Suscripción

Anual: (6 ediciones) Lima: Provincias: Extranjero: * No incluye IGV

S/. 150 S/. 200 Según lugar de origen

Editorial La posibilidad de ser el centro energético en la región

on la incorporación de numerosos proyectos de generación eléctrica, el Perú atraviesa una etapa de solidez energética. Este año será decisivo para continuar esa estabilidad, no solo por la incorporación de nuevas centrales de generación al sistema, sino también por el inicio de una nueva etapa en las subastas de energías renovables y la toma de decisiones sobre la exportación de energía a países de la región. Y es que el debate sobre el proyecto de ley que faculta al Perú vender sus excedentes de electricidad a las distintas naciones de la región se encuentra en el Congreso de la República. Después de su aprobación podría considerarse el inicio de las conversaciones formales con Ecuador, Chile, Bolivia e incluso Brasil. Cualquier país aledaño al nuestro podría ser el enlace comercial energético. Sin embargo, a pesar de mantenerse en un periodo de firme desarrollo, el Estado, las instituciones encargadas del sector energía y empresarios, deberán seguir cuesta arriba con nuevos proyectos y la seguridad de mantener una normativa flexible que aliente la puesta de inversiones en esta industria. Y es que las naciones sudamericanas más cercanas al Perú también preparan grandes proyectos eléctricos. Dentro de un corto periodo, Ecuador contará con un excedente de 1500MW al poner en operación una de sus más importantes centrales hidroeléctricas, además, su primera negociación eléctrica comercial la están llevando con Colombia, país con el que la «interconexión» se tomó en cuenta desde hace años. Mientras que Chile se mantiene desarrollando numerosos proyectos renovables no convencionales, lo que llevaría a vender los excedentes de sus plantas solares fotovoltaicas (cerca de 2000MW en esta tecnología al 2017) a Argentina, en el corto plazo. Para que nuestro país se interconecte eléctricamente con sus vecinos hace falta nuevas obras de infraestructura energética, sistemas de transmisión que tracen el camino por donde se enviará la electricidad, generar normativa y alianzas técnicas que faciliten el desarrollo.

Juan Carlos Vera Miyashiro Editor Periodístico

Estadísticas

Estadísticas del sector eléctrico peruano entre marzo y abril del 2016

egún estadísticas del Ministerio de Energía y Minas, durante marzo del 2016, la producción nacional de energía eléctrica alcanzó los 4,462 gigavatios hora (MWh). De esta cifra, las empresas generadoras destinadas al mercado eléctrico tuvieron una producción de 4,236 GW.h, lo que representó un 95% del total. En tanto, la correspondiente a las empresas de generación para uso propio fue de 226 GW.h. Es así que la participación por fuente de generación, las centrales hidroeléctricas registraron una producción de 2,532 GW.h (21.8% más que marzo de 2015) y las centrales termoeléctricas de 1,833 GW.h (7.7% menos que el generado el mismo período del año anterior). Mientras que las centrales con fuentes renovables no convencionales (solar y eólica) generaron 96 GW.h (79% mayor a marzo del año pasado). Esto se explica porque en marzo de este año entró en operación el parque eólico Central eléctrica Tres Hermanas con 97 MW de potencia instalada. La producción acumulada a marzo de este año fue de 13,000 GW.h, lo cual representó un aumento de 10.5% comparada con el mismo período de 2015. La participación de las empresas del Estado en el total de la generación de energía eléctrica para el mercado eléctrico fue de 22.8%, mientras que la producción de las centrales que pertenecen a Endesa, Engie y Globeleq, las más representativas del mercado, contribuyeron con 18%, 15.2% y 11%, respectivamente. La máxima demanda de potencia eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se registró el 30 de marzo a las 19:00 horas, la cual alcanzó los 6,444,9 MW (megavatios), mayor en 6.8% en comparación con la demanda registrada en igual mes del año pasado.

Mientras que en el mes de marzo, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES SINAC), manifestó que la producción de energía eléctrica entre hidroeléctricas, termoeléctricas y energías renovables no convencionales alcanzó un estimado de 4 008 520,520 MWh durante el mes de marzo. Las empresas de generación que encabezan la producción de electricidad son Engie, con 610 580,250 MWh; Edegel con 563 394, 260 MWh y Electroperú con 625 836,930 MWh.

ELECTROPERU EDEGEL FENIX POWER PERÚ STATKRAFT EGEMSA EGASA SAN GABAN EEPSA TERMOSELVA SAMAY I S.A. EMP. DE GENERACIÓN HUANZA SDF ENERGÍA PARQUE EOLICO MARCONA S.R.L. HIDROELECTRICA HUANCHOR S.A.C. SDE PIURA AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA EMP. DE GENERACIÓN HUALLAGA TACNA SOLAR S.A.C.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

GTS REPARTICIÓN S.A.C.

TOTAL MARZO 2016: 4 462* GWh TOTAL MARZO 2015: 4 120** GWh

PETRAMAS

16/15: 8,3%

MAJA ENERGIA S.A.C. EMP. CONCESIONARIA ENERGIA LIMPI...

=79%

* Incluye 22 y 74 GWh de producción con energía solar y eólica respectivamente ** Incluye 20 y 34 GWh de producción con energía solar y eólica respectivamente

Electricidad

HIDROELÉCTRICA

SOLAR

h MW

000 700

600

000

MW h

000

400

TERMOELÉCTRICA

500

000

MW h

000

mar-16

GWh 2 500

2 000

300

mar-15

2 532 1500

1000

SHOUGESA

= 21,8% 000

500

MINERA CERRO VERDE

200

Hidro

=-7,7%

000

1 833 2 079

1 987

Termo

Solar y Eólica

54 96

100

POR ORIGEN

EMP. DE GENERACIÓN ELECTRICA C.A.

EÓLICA

Normativa

Últimas normas aprobadas en el sector eléctrico peruano

egún información del Estudio Rubio, Leguía, Normand, durante el mes de marzo se aprobaron las siguientes normas:

- Aprueban Costos Estándares Unitarios correspondientes a las nuevas zonas de atención de la empresa Electro Oriente S.A. para la implementación y operatividad del FISE. Aprobado mediante Resolución de la Gerencia de Regulación de Tarifas OSINERGMIN Nº 011-2016-OS/GRT. - Disponen la publicación en la página web de OSINERGMIN, www2.osinerg.gob.pe, el proyecto de resolución que aprueba el Plan de Inversiones en Transmisión para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2021. Aprobado mediante Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N 022-2016-OS/CD. También se realizaron transacciones y acuerdos entre las siguientes concesiones: - Imponen servidumbre de obras hidroeléctricas para la Central Hidroeléctrica Zaña, a favor de la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables de la que es titular Electro Zaña S.A.C., en el departamento de Cajamarca. Aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 068-2016-MEM/DM. - Otorgan a favor de Hidroeléctrica Laguna Azul S.R.L., la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión en 66kV S.E. Mamacocha - S.E. Chipmo, ubicado en los distritos de Andagua, Ayo y Chilcaymarca, provincia de Castilla, departamento de Arequipa. Aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 098-2016-MEM/DM. - Aprueban transferencia de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión en 220 KV S.E. San José - S.E. Cerro Verde, que efectúa ATN 1 S.A. a favor de Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. Aprobado mediante Resolución Ministerial Nº 096-2016-MEM/DM.

Electricidad

Frases

Destacadas

«Podemos convertirnos en un país que no solamente nos autoabastezcamos, sino que podamos vender energía, para lo cual se vería qué proyectos pueden desarrollarse, pero quiero ser precisa en que no hay proyectos que se vayan a realizar con líneas exclusivas para la exportación. La idea, como está plasmada en el proyecto, es que todas estas centrales de generación ingresen al sistema interconectado nacional, y a través de este se despache a otros países», precisó la Dra. Rosa María Ortiz, en relación al proyecto de interconexión entre Perú y países vecinos, que permitirá comercializar los excedentes de electricidad.

«El sector energético es la segunda fuente de emisiones de GEI en el Perú, con una participación del 25% de las emisiones totales a nivel nacional, de acuerdo al inventario nacional realizado en el año 2010», manifestó el viceministro de Energía, Raúl Perez-Reyes respecto al desarrollo de nuevos formatos que permitirán reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector eléctrico.

«La cuarta subasta RER ha demostrado la competitividad económica de los parques eólicos y de las instalaciones solares, que ya pueden competir con las centrales hidroeléctricas. Los resultados de la cuarta subasta invitan a replantear el esquema de integración de energías renovables y superar varias deficiencias del proceso de subasta», admitió el Dr. Ing. Alberto Ríos Villacorta, consultor en Energía respecto al último proceso de subastas de energías renovables realizadas en el país, la cual marcha un hito al obtener menores precios en comparación a años anteriores.

Dra. Rosa María Ortiz

Raúl Pérez-Reyes

Alberto Ríos Villacorta

Lo reciente en el sector Venta de Chaglla sería inminente Todo parece indicar que la Central Hidroeléctrica Chaglla, perteneciente a la empresa brasileña Odebrecht Energía, se pondría a la venta después de terminada su construcción prevista para finales de este año. La determinación de la liquidación responde a un programa de venta de acciones que estaría tomando la casa matriz de Odebrecht, en Brasil, a raíz de grandes problemas corporativos que mantiene la firma y la desaceleración económica que transcurre en el país. La Central Hidroeléctrica Chaglla, ubicada en Huánuco, tendrá una potencia de 456MW, convirtiéndola en uno de los proyectos hídricos más grandes que se construyen en Perú.

Incrementó acceso a electricidad Según manifestó la directora general de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas, Fátima Anaya, durante el actual Gobierno se benefició a un total de 1 401,646 peruanos con acceso a la energía eléctrica. Para lograr este objetivo, se realizaron 477 obras, con una inversión promedio de S/. 1 301 millones en 9659 localidades.

Luz del Sur en Arbitraje con aseguradora La empresa distribuidora y generadora, Luz del Sur, presentó una solicitud de arbitraje contra la compañía Rímac Seguros ante el Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Lima (CCL). La demanda de Luz del Sur contra la aseguradora es por incumplir con su obligación de indemnización en el siniestro ocurrido en la central hidroeléctrica Santa Teresa, ubicada en el distrito de Machu Picchu (Cusco). Luz del Sur reclama la indemnización por US$26,85 millones.

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Actualidad

Perú podría convertirse en hub energético

a posibilidad que Perú exporte sus excedentes de electricidad a países vecinos podría convertirlo en un proveedor de energía en la región, favoreciendo una reducción de las tarifas eléctricas a los usuarios domésticos. Según mencionó el viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes, el Consejo de Ministros aprobó el proyecto de ley que establece el marco legal para la interconexión internacional de los sistemas eléctricos, y el intercambio de electricidad, que será enviado al Congreso de la República, y permitirá al país posicionarse a nivel de la región como un hub energético. «El Perú tiene un excedente de producción de energía y se percibe que durante los próximos cinco o seis años esta figura se mantendrá vigente», aseveró Pérez-Reyes. Mencionó que esto puede darse porque anteriormente se establecieron condiciones para incentivar las inversiones en nuevas centrales hidroeléctricas y termoeléctricas para cubrir la demanda proyectada en ese momento. El viceministro agregó que estas inversiones están asociadas a cargos adicionales, que han tenido y tendrán un impacto al alza en las tarifas. Pérez-Reyes afirmó que el país tiene potencial de intercambio energético con Ecuador, Chile, Brasil y Bolivia, pero con los dos primeros países existe la posibilidad de que se desarrollen de manera más rápida los proyectos de interconexión, pues existen estudios preliminares. En el caso de Ecuador existe un estudio en curso sobre la construcción de una línea de transmisión de 1000 MW, que promedia una inversión de US$440 millones. Mientras con Chile existe una propuesta de interconexión inicial de 130 MW y una mayor de 1000 MW, por lo cual ambas demandarán una inversión de US$725 millones.

Electricidad

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Actualidad

Empresas eléctricas inspeccionan redes ante Fenómeno El Niño

n equipo técnico conformado por representantes de diversas entidades del Estado, entre ellas el Ministerio de Energía y Minas (MEM), realizó una visita a las empresas eléctricas instaladas en las regiones de Arequipa y Moquegua con la finalidad de evaluar acciones para atender la eventualidad de los efectos del Fenómeno El Niño (FEN).

Durante la inspección la comitiva verificó la existencia de equipos y repuestos consignados en los Planes de Contingencias Operativos de las empresas. Comprobaron que las infraestructuras eléctricas se encuentran en buen estado y operativas para atender la eventualidad de este desastre natural y mantener la continuidad del servicio eléctrico.

Entre las empresas visitadas en Arequipa figuran la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL), la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (EGASA), la Red de Energía del Perú (REP), la Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur), la Empresa de Transmisión Eléctrica de Sur (Etesur) y la Sociedad Minera de Cerro Verde. Mientras en Moquegua se visitaron las empresas Electrosur S.A. y EnerSur.

«Las concesionarias visitadas administran sus instalaciones siguiendo criterios de seguridad, eficiencia y oportunidad de mantenimiento, acordes con la buena ingeniería y normas técnicas de calidad del servicio eléctrico», indicaron representantes del MEM.

En la inspección participaron técnicos de la Oficina de Defensa Nacional y de la Dirección General de Electricidad del MEM. Asimismo, representantes del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE) y del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), tanto de Lima como de las regiones visitadas. También estuvieron presentes técnicos de las concesionaras del sector eléctrico.

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Cabe precisar que los integrantes del equipo técnico verificaron las infraestructuras eléctricas de la Central Térmica (CT) de Chilina, la Subestación Electrica (SE) Socabaya, SE Parque Industrial y Centro de Control de SEAL, SE de Montalvo, CT de Ilo 21 e Ilo 31 y el Centro de Control. Asimismo, la SE San Luis y San José de Cerro Verde y CT de Mollendo.

Actualidad

Crearán tarifa única de distribución eléctrica

l Ministerio de Energía y Minas se encuentra en la elaboración de un proyecto normativo para la creación de una tarifa única de distribución de electricidad a nivel nacional.

«En estos momentos, cada sistema eléctrico tiene su tarifa. En el caso de los sistemas en zonas rurales éstos son los más caros, sobre todo en aquellas zonas donde hay población con pocos recursos económicos y encima no reciben la calidad del servicio que se cuenta, por ejemplo, en Lima», sostuvo la ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz. La titular del MEM precisó que la tarifa única de distribución de electricidad en zonas rurales del país sería debajo de los S/.0.60 céntimos, una tarifa plana que se daría con cargo al Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). «Es una demanda que siempre la han mencionado en diferentes zonas del país y nos parece justa. Hay sitios en donde se paga inclusive hasta más de S/. 1, y la rebaja sería mayor al 60%», agregó. Otra propuesta es que las empresas generadoras que pagan FISE, actualmente, reciben una compensación en retorno. Con el proyecto normativo se eliminaría este cargo a la tarifa.

Electricidad

Actualidad

Electrowerke obtiene Certificación ISO 9001: 2008

l proceso de certificación bajo la norma ISO 90012008 nació para Electrowerke S.A. como una visión de la Gerencia General, un sueño de crecimiento exponencial de la empresa y este, era un paso obligado a dar. Como todo proceso nuevo y más aún, de ordenamiento, presentó algunos inconvenientes por una resistencia natural al cambio; sin embargo, gracias al decidido compromiso de todas las gerencias y jefaturas se logró concientizar a todos los colaboradores, quienes al finalizar el proceso, eran conscientes no solo de la importancia comercial de esta certificación, sino de la necesidad que la empresa tenía de incorporar estándares pero sobre todo, atender las necesidades de los clientes. Ahora, con el certificado bajo ISO 9001, la empresa da inicio a la siguiente etapa: mantener el certificado y migrar hacia la nueva versión 2015, lo que significa ponerle mayor atención a sus clientes y garantizar la atención inmediata y constante.

Aprueban EIA al proyecto térmico de Luz del Sur

l Ministerio de Energía y Minas aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto Central Térmica Pacífico Sur, presentado por Luz del Sur, para iniciar la construcción de una central termoeléctrica en el distrito de Chilca, provincia de Cañete (Lima). La central termoeléctrica tendrá una inversión estimada de US$205 millones y generará 406 megavatios (MW) de electricidad utilizando gas natural proveniente de Camisea. La construcción de la Central Térmica Pacífico Sur, tendrá una duración de 18 meses y que a través de una nueva línea de transmisión de 500 kV de 4,15 kilómetros se

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evacuará la energía generada en la central térmica Pacífico Sur al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). El proyecto podrá aumentar la oferta de generación eléctrica en las zonas norte, centro y sur del país, debido a la mayor demanda de electricidad para uso domiciliario, industrial y de otros sectores productivos. Cabe señalar que el EIA aprobado, cuenta con las opiniones técnicas favorables de la Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios (DGAAA) del Ministerio de Agricultura y Riego (MINAGRI) y la Dirección de Gestión de Calidad de los Recursos Hídricos (DGCRH) de la Autoridad Nacional del Agua (ANA).

Internacional

China podría financiar dos centrales nucleares a Argentina

rgentina inició conversaciones con China para renegociar la financiación de la construcción de dos centrales nucleares de energía por un monto total de US$15 000 millones. El acuerdo entre ambas naciones había sido anunciado a mediados de noviembre, en las últimas semanas del Gobierno de la expresidenta Cristina Fernández. Sin embargo, de acuerdo al Ministerio de Energía argentino, ante los avances en las negociaciones entre Argentina y tenedores de deuda local en default desde 2002, los costos de financiamiento con el gigante asiático deben ser revisados. Una de las centrales nucleares, la central atómica Atucha III comenzaría su construcción durante los primeros meses del 2017. A fines de febrero, Argentina alcanzó un principio de acuerdo con sus acreedores holdouts más importantes por US$4 653 millones, con lo que pondría fin a la disputa por el incumplimiento de deuda soberana del país de hace 14 años y a la vez ayudaría a reanimar su economía. Los convenios firmados con China el año pasado incluyen la financiación para la construcción de una cuarta planta energética nuclear y los lineamientos para los futuros contratos comerciales y financieros para una quinta central. Argentina ya posee tres centrales de energía atómica; dos de ellas, las plantas nucleares Juan Domingo Perón y Néstor Kirchner -antes conocidas como Atucha I y Atucha II, respectivamente-, en la ciudad de Lima, en la provincia de Buenos Aires, y la tercera, Embalse, en la provincia mediterránea de Córdoba.

Electricidad

I nAt ce tr un a lci idoanda l

Proyectan caída de consumo de energía eléctrica en Brasil este año

l consumo de energía eléctrica en Brasil podría caer 0,4% este año, debido a una menor actividad industrial fruto de la crisis económica que vive el país.

Según informó el gobierno brasilero, de confirmarse las previsiones, realizadas por la estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE), sería el segundo año seguido con un consumo eléctrico inferior, tras haber bajado en un 2,1% en 2015 en comparación con 2014. Entre las industrias, la caída del consumo de energía fue del 5,3%, reflejo de la caída de la actividad del sector a lo largo del año y que se intensificó en el segundo semestre. De octubre a diciembre, el consumo cayó un 7,7%, el mayor descenso registrado desde 2004, cuando empezó a medirse.

Por su parte, el consumo residencial bajó un 0,7%, debido al aumento de las tarifas y al cuadro económico adverso, que provocó un mayor desempleo e inflación y ello se tradujo en que las familias no compraron más electrodomésticos nuevos. Mientras que el sector comercial aumentó su consumo en un 0,6% en comparación con 2014, pero por debajo de la expansión media del 6% registrada en los últimos cinco años.

Tres países sudamericanos se posicionan en uso de energías renovables en energías eólica, solar, biomasa y residuos en energía, biocombustibles, geotérmica, y pequeñas centrales hidroeléctricas en Sudamérica. Chile aparece en el lugar número diez de la decena de países que más invirtieron, con un crecimiento de 151% respecto de 2014, escalando a US$3400 millones. Cerca de US$2200 millones fueron para generar energía solar. Las otras naciones son China, Estados Unidos, Japón, Reino Unido, India, Alemania, Brasil, Sudáfrica y México. Según el informe, la inversión global en energías renovables durante el año pasado alcanzó un nuevo récord al ascender a US$285,9 millones, seis veces más que lo que en 2004.

n reciente informe del Centro de Colaboración para la Financiación de Clima y Energía Sostenible de UNEP (Programa de Medio Ambiente de Naciones Unidas), informó que las naciones de America del Sur que invirtieron más en energías renovables fueron Brasil, Chile y Uruguay, con inversiones que alcanzan los US$1000 millones. El documento, titulado «Tendencias globales en inversión en energías renovables» incluye las inversiones

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En materia de crecimiento de la inversión en energías renovables, comparando 2015 con el año anterior, Chile es el segundo país del planeta que ha experimentado mayores niveles de crecimiento, siendo superado sólo por Sudáfrica. Las inversiones comprometidas por las empresas chilenas e internacionales, en las concesiones otorgadas por el Ministerio de Bienes Nacionales, asciende a más de US$16 000 millones. En su mayoría, se trata de proyectos fotovoltaicos, los cuales ascienden a 188, en una superficie de 35.343 hectáreas, una potencia proyectada de 6.947 MW.

Internacional

Ecuador cuenta con nueva subestación eléctrica para exportar energía

l país vecino de Ecuador inauguró recientemente la subestación eléctrica El Inga que permite recibir la energía proveniente de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair lo que fortalecerá la capacidad para exportar energía eléctrica en esta nación.

Con la inversión realizada en las centrales hidroeléctricos hoy somos exportadores de energía, hemos recuperado nuestra soberanía en generación eléctrica», indicó el presidente de Ecuador, Rafael Correa. Agregó que antes, este país invertía alrededor de US$1000 millones en importar electricidad desde Colombia y Perú, además dejó entrever que Ecuador está en la capacidad de vender energía a los países vecinos. «En estos momentos estamos exportando energía producida en nuestros ríos hacia Colombia, este año esperamos exportar aproximadamente US$200 millones en electricidad». Esta infraestructura tiene una inversión de US$104 millones y cuenta con una capacidad de transformación de 2100MVA que representa más del 20% de la capacidad total del sistema eléctrico ecuatoriano. Con esta medida, Ecuador se incorpora al grupo de países que utiliza 500 kV para transmitir energía eléctrica. Cuenta, también, con un patio de 230 000 y 138 000 kV que permitirá cerrar el anillo eléctrico de las localidades Santa Rosa, El Inga y Pomasque, abasteciendo el servicio de Quito y las provincias de Pichincha, Imbabura y Carchi. La subestación eléctrica está construida en un terreno de 17 hectáreas al sur oriente de la capital ecuatoriana. La subestación El Inga tiene un pario de llaves de 500 000kV, que transportará la energía de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair hacia los centros de consumo a todo el país norteño.

Electricidad

Informe

Interconexión con países vecinos sería realidad la próxima década El plan de interconectar energéticamente al Perú con los países que integran la región sudamericana es cada vez más factible. Desde hace pocos años se comenzó a comercializar electricidad en el norte, con Ecuador, en época de desabastecimiento. Ahora se pretende interconectar electricidad a mayor escala con otros países limítrofes.

erú exportó pequeños cúmulos de electricidad a Ecuador por una línea de transmisión que enlaza Zorritos, Piura, y Machala, al sur del vecino país. Con el vecino del norte, Ecuador, desde hace algunos años ya se han realizado intercambios comerciales de electricidad con la finalidad de abastecer el fuerte requerimiento energético que necesita el Perú. En 2014, los gobiernos peruano e ecuatoriano firmaron un acuerdo bilateral de interconexión eléctrica para implementar una línea de transmisión de 500 Kv desde Piura a Machala, al sur del Ecuador. Sin embargo, aún queda por definir un plan estratégico de interconexión, precisar aspectos regulatorios y técnicos así como poner en licitación para llevar a cabo la infraestructura energética. Según el ingeniero Rodrigo Quintanilla, director Nacional de Control de la Transmisión y Operación de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (ARCONEL) —institución del mismo nivel del COES, en Perú— anunció que, por el momento, Ecuador fija como primera opción conectarse energéticamente con Colombia. Ambas naciones ya tienen instaladas redes de transmisión y una planificación técnica. Al otro extremo, en el sur, Chile continúa siendo una de las principales naciones a las que se planea interconectar 18 Electricidad

energéticamente, además de electricidad, existe la posibilidad de abastecer de gas natural. Hasta el momento, solo se han manifestado opiniones de representantes de ambos gobiernos pero todavía no se concreta acuerdo alguno. Por su parte, el ingeniero Daniel Salazar Jaque, director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile (CDEC SING) comentó que el país del sur se en coordinaciones sobre el envío de electricidad a Argentina. Por ello, espera que después de la integración de los dos sistemas eléctricos de Chile (SING y el SIC), se logre consolidar la ansiada interconexión energética con el Perú. Proyecto de ley Hacia el 2019, el Perú empezaría a exportar sus excedentes de electricidad a sus países vecinos. El proyecto de Ley se encuentra actualmente en el Congreso de la República después de ser aprobada por el consejo de ministros. Con la aprobación de este proyecto, la energía sobrante que se produce en el país podría ser adquirida por otros países que necesiten abastecer su sistema energético. De esta manera, se evitaría que las tarifas se incrementen o crear cargos adicionales.

Informe

Según el viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes, en el caso de Ecuador se evalúa entregar alrededor de 1000MW y con Chile habría dos posibilidades: una interconexión de nivel medio, aproximadamente 120MW y otra de 2000 megas. Además sostuvo que en el caso de Ecuador los estudios están bastante más avanzados, mientras que en Chile existe una propuesta que se está discutiendo pero aún sin acuerdos. Con esta iniciativa el Perú se convertiría en líder de suministro eléctrico de la región, sin afectar el abastecimiento de electricidad a nivel nacional. La propuesta legislativa no generará gastos al Estado peruano, porque la compensación tarifaria financiaría con un porcentaje de rentas de congestión de cada transacción internacional de electricidad realice. Además permitirá el desarrollo del parque generador eléctrico y una nueva fuente de recursos que serán destinados a la reducción de cargos adicionales en el peaje de transmisión, con ello se reducirán las tarifas eléctricas a todos los usuarios. En tanto, Perú solo podrá exportar excedentes de producción de electricidad que serán determinados por el COES. Las exportaciones no deben ocasionar incremento en la valorización de las transacciones del mercado mayorista de electricidad fijados por el COES.

Los precios para la exportación de electricidad se fijarán en los acuerdos internacionales, considerando los costos marginales calculados en el nodo de frontera, costos adicionales imputables a los intercambios para el mercado interno. Asimismo se incorporará un mecanismo de compensación para el intercambio de electricidad generada con recursos naturales, que considera la diferencia entre el precio doméstico y el precio comparable del gas natural en el mercado destino utilizado para la generación eléctrica. Para tener en cuenta mayor información sobre la posibilidad de interconexión eléctrica entre Perú, Ecuador y Chile, presentamos las entrevista realizadas a los dos exponentes de las principales entidades eléctricas que determinan los avances técnicos y económicos en cada país.

El proyecto de exportación de energía con Ecuador y Chile, ayudará a reducir la tarifa eléctrica en el mercado peruano, además de afianzar la electricidad en diversos sectores del país durante momentos de baja producción. Electricidad

Entrevista

«Es necesario fortalecer nuestros enlaces eléctricos para la interconexión»

Entrevista al Ing. Rodrigo Quintanilla, Director nacional de Control de la Transmisión y Operación - Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (ARCONEL)

Pocos años atrás, una línea de transmisión de 500 kV se constituyó entre la ciudad de Zorritos, en la provincia de Piura, hasta la Ciudad de Machala, en Ecuador. Este fue el primer hito sobre la unión eléctrica entre ambos países vecinos. Sin embargo, tanto Perú como Ecuador buscan enlazarse energéticamente enviando sus excedentes de electricidad para fortalecer cada sistema eléctrico. Para el Ing. Ing. Rodrigo Quintanilla, director nacional de Control de la Transmisión y Operación - Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (ARCONEL), Perú es un mercado que esperan interconectarse durante los próximos años, posterior a la conexión eléctrica que lograrán con Colombia en un corto periodo. ¿Cómo se viene desarrollando el sector eléctrico ecuatoriano actualmente? El sector en Ecuador tuvo una transformación durante los últimos años, este cambio propuso que el mayor recurso de generación sea hidroeléctrico, por ello se apuesta por una energía limpia. Por ello, iniciaron proyectos hídricos a gran escala, el más grande de ellos y emblemático es el Coca Codo Sinclair de 1500 megavatios (MW), que entrará en operación durante el primer trimestre de este año, convirtiéndose en uno de los ejes que modificará la matriz energética ecuatoriana. Se han realizado acuerdos y estrategias para interconectarse energéticamente y exportar electricidad entre Perú y Ecuador; sin embargo, a la fecha su país tiene lazos comerciales energéticos próximos con Colombia. ¿Cuál de los dos países podría interconectarse con Ecuador en el corto plazo? Tanto Perú como Colombia son mercados que están apostando por Ecuador. El mercado colombiano tiene un mayor potencial por los avances obtenidos con Ecuador anteriormente, pero la visión que tenemos con Perú

20 Electricidad

también es buena. Sin embargo, queremos fortalecer nuestros enlaces eléctricos de 500 kilovoltios (Kv) junto al Perú para tener un intercambio de energía. Por lo pronto, existe la línea de transmisión Zorritos – Machala por donde se exporta e importan excedentes de electricidad… Sí, por ahora se está dando el primer paso con la venta y obtención de excedentes de energía. Cada país pone en consideración del otro sus excedentes. Perú y Ecuador suscribieron contratos de compra-venta con agentes para poder realizar esta transacción. ¿Dónde y que sistemas de transmisión hacen falta para la integración de energía entre Perú y Ecuador? Hace falta un mayor número de sistemas de 500kV, y es lo que se viene construyendo actualmente, tanto subestaciones como líneas de transmisión. En Ecuador se alza infraestructura eléctrica especialmente elaborada para la interconexión con Colombia, que es nuestro mercado más próximo en unirnos. También se ha previsto realizar un corredor energético hacia el sur del país para reforzar

Entrevista

Ecuador tiene sistemas de transmisión eléctricos preparados para incorporar energía de una megacentral hidroeléctrica de 15000MW.

el sistema de interconexión eléctrica con el Perú. Este corredor se enlazaría desde el norte ecuatoriano (frontera con Colombia), hasta Machala, para luego llegar al norte del Perú.

tipo de energías sean reconocidas con precios y despachos preferentes, entonces, al ser generadores nuevos se le brinda un precio y despacho preferente que permita brindar una mejor señal al país.

De pactar la interconexión con Perú, ¿tiene en cuenta cuánta es la energía que requeriría Ecuador? Por el momento no hay valores porque todos son mercados independientes. Ecuador no depende ni dependerá de Colombia o Perú, porque se importarán los excedentes de energía. Sin embargo, este primer paso sería de 6 a 7% sobre toda la demanda de Ecuador, cuando haya la interconexión podría ser más.

¿Cuál es el modelo de mercado para las energías renovables en Ecuador? En Ecuador se maneja un mercado regulado a diferencia de Colombia y Perú que tienen un mercado marginalista. El mercado ecuatoriano de electricidad se maneja bajo un tema de costos. En ese sentido, el mercado está apostando regular los precios, ello implica que se realicen mayores inversiones del Estado. En Ecuador las inversiones se realizan a través del Estado y, por excepción, a través de los privados, a diferencia del mercado colombiano y peruano donde ambos tienen participación pero con mayoría de privados.

Entonces, ¿en cuánto tiempo estima se podría dar una interconexión eléctrica con Perú? Debería ser en un mediano plazo. A mi criterio, en unos tres o cinco años para lograr una interconexión efectiva. Con Colombia podría ser en menor tiempo porque existen enlaces avanzados, además con este país ya se puede ingresar en sincronismo. Lo mejor será tratar con Perú los enlaces técnicos del mismo modo que con Colombia. ¿Cuánta es la energía e inversión que demanda el Sistema Eléctrico del Ecuador actualmente? Actualmente tenemos una demanda de alrededor de 9 000MW, ello hace que todos los proyectos hidroeléctricos que actualmente se construyen cuenten con una inversión de US$8 000 millones, solo la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair tiene un monto de inversión de US$1500 millones. La matriz energética ecuatoriana está tratando de ser —en su mayoría— hidroenergética. Por ahora, la matriz energética se mantiene en aproximadamente 46% de hidroelectricidad y el resto del porcentaje es térmica. Usted indicó que en el largo plazo espera que Ecuador cuente con 90% de generación de energías renovables en su matriz energética, ¿cuánto de esta cifra sería energía renovable no convencional? Se espera el mayor uso de energía solar fotovoltaica, eólica y biomasa, y no solo hidroelectricidad. En Ecuador, hemos cerrado un impulso a nivel nacional porque este

En Perú se subsidia el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en el uso doméstico (para cocinas). Ecuador realizará un programa de masificación en el uso de electricidad en las cocinas, ¿cuál es el proyecto? El proyecto que está emprendiendo el Ministerio de Electricidad de Ecuador es fomentar el uso de cocinas de inducción a nivel residencial, después del ingreso de nuevos proyectos hidroeléctricos. Con esta nueva dosis de energía y el cambio del GLP en cocinas a electricidad, se modificará la matriz energética en materia de cocción por cocinas de inducción en base a electricidad. Por ello, se están terminando programas que buscan otorgar cocinas de inducción para los consumidores, incluso, se quitarán los subsidios del gas en el empleo doméstico —uso del GLP en cocinas— para buscar la obligatoriedad de consumir las cocinas de inducción. Quitar el subsidio del gas es también eliminar la brecha entre la frontera del hidrocarburo porque el precio es diferente, y forjaría la inexistencia del contrabando.

«En Ecuador se maneja un mercado regulado a diferencia de Colombia y Perú» Electricidad

Entrevista

«Necesitamos desarrollar infraestructua que vincule ambos sistemas eléctricos» Entrevista al Ing. Daniel Salazar Jaque, Director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Norte Grande de Chile (CDEC SING)

Según expresó el Ing. Daniel Salazar Jaque, director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Norte Grande de Chile (CDEC SING), este país espera interconectarse energéticamente con Argentina durante los próximos meses. Lo mismo sucedería con el Perú dentro de pocos años, es decir, antes del 2020 se concretaría es la conexión eléctrica entre ambas naciones. Además, Salazar aseveró que Chile viene fomentando la generación de electricidad por medio de energías renovables no convencionales, posicionando la solar fotovoltaica como la mayor energía limpia. Con esta fuente de energía, Chile produce cerca de 1000MW de eléctrica y aseguró que, al 2017, serán 2000MW de potencia con generación solar. ¿Cómo se viene desarrollando el sector eléctrico en Chile? Chile afronta un desarrollo boyante. Existe una importante cartera de proyectos en construcción la cual cubre las necesidades del país en los próximos años. Un proyecto emblemático es la interconexión entre el Sistema Integrado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC) que se unirán y formarán un único sistema nacional en 2018. Las inversiones en el sector continúan dándose y se avecina un fuerte incremento de inversión renovable, particularmente en el desarrollo de la generación solar. Actualmente existe 1000MW en generación solar y las proyecciones sostienen que seguirá aumentando. En ese sentido, Chile a iniciando un régimen de exportación de energía a Argentina. El SIC está exportando electricidad al norte argentino, además se suma el acuerdo de compromiso por la por la cual se exportará gas a Argentina utilizando el Terminal de Gas Natural Licuado de Mejillones con un valor de 5,5 millones de metros cúbicos diarios. En cuanto a la exportación de electricidad a Argentina, ¿cuánto será el volumen de electricidad que se pretende exporta al país del extremo sur del continente? Se está iniciando la entrega de un volumen de 100MW, pero más adelante se elevaría a 200MW. ¿Esa interconexión con Argentina será constante o solo por periodos? Se trata de una exportación de oportunidad, es decir, primero se espera satisfacer necesidades locales en Chile, 22 Electricidad

luego se dará un arbitraje o conveniencia de precios, además será interrumpible. No se presencia dependencia de Chile o Argentina sobre la energía de ambos, pero dada que la situación en Argentina es ajustada, esa exportación de oportunidades tendrá una frecuencia relevante, entonces será frecuente que Chile exporte electricidad durante este año y el próximo. Este año Chile exportará energía en base a generación diésel; sin embargo, solo el SINC tiene módulos a carbón y generación solar que se desarrollan este año. Calculo que durante los próximos años la exportación dejará de ser solo en base a diésel y también se exporte energía solar. ¿La energía que Perú exportaría a Chile sería hacia el SING, pero este sistema brindará electricidad a Argentina? Depende de la estructura y matriz energética con la que cada país cuente, así como del mix tecnológico. Hoy la posición energética de Chile ante Argentina es mejor. Ahora, el mix tecnológico sigue teniendo costos altos comparándolo con Perú, Ecuador o Colombia, entonces, resulta la condición de suministro. Se han realizado diversas inversiones pero Chile sigue teniendo los costos de electricidad más elevados de la región andina. Por tanto, se incrementan los incentivos a importar energía, que podrían ser recursos térmicos de Perú o hidroeléctricos de Ecuador. La región andina continúa siendo conveniente para entrelazar energía; en algunos casos Chile podría colocar la energía solar que produce en otro país.

Entrevista

Chile generará alrededor de 2000MW en base a energía solar, la cual se comercializaría a sus vecinos. En Chile se impulsa en gran medida la generación por energías renovables no convencionales. Además de los 1000MW generados por tecnología solar fotovoltaica, se está dando paso a la geotermia. ¿Cómo se encuentran las labores de exploración sobre esta nueva fuente de energía? En el norte chileno tiene los niveles de radiación y estándar en todo el mundo, por ello se están desarrollando proyectos en paneles fotovoltaicos. Existe un gran proyecto en concentración solar de potencia, por lo tanto los 1000MW crecerán en una tasa importante. Se prevé que para el 2017 la generación solar alcance los 2000MW en esta tecnología. Por otro lado, una empresa privada (Enel Green Power) tiene el primer proyecto geotérmico en Chile, el cual debería integrarse al SINC a final de año. Este será el primer estímulo a la generación geotérmico en el país. Este proyecto surge a través de un acuerdo con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). ¿Cuánta es la demanda del sector eléctrico chileno actualmente? Chile tiene una capacidad instalada en construcción que supera los 5300MW que se instalarán entre el 2016 al 2018, de aquella capacidad, más del 70% estará ubicada en la zona norte del país. Además, de los 5300MW en construcción, el 44% es en base a energías renovables. El norte de Chile es —mayoritariamente— industrialmente minero, y de fuerte demanda eléctrica. ¿Algunas de las empresas extractivas realiza proyectos energéticos en paralelo? Existen algunos proyectos pero todavía es poco el estímulo. Actualmente la minera tiene un crecimiento contraído. Se están desarrollando no por un impulso de la minería, sino por opciones del mercado, de financiamiento y por una

fuerte competencia entre distintos actores. En ese sentido, al tener costos de electricidad mayores —en relación a otros países de la región—, Chile ofrece oportunidades de mayor ventaja para realizar proyectos. ¿Cuándo cree que podría concretarse la comercialización de energía entre Perú y Chile? Espero que la interconexión eléctrica con Perú avance. Sé que hay complementariedad, recursos y ventajas que se podrán compartir. A finales de esta década deberíamos tener finalizada la interconexión que una el sur del Perú con el extremo norte de Chile. El proyecto de interconexión está evaluado, además será una inversión de aproximadamente US$150 millones que permitirá unir Los Héroes, al lado sur, con la región Parinacota, al extremo norte de Chile. Es decir, ¿por el momento Chile está enfocado en interconectarse eléctricamente con Argentina previo al Perú? La interconexión con Argentina es una realidad, mediante una línea de interconexión que lleva más de una década construida. Es decir, recién se está utilizando esta infraestructura porque no se invierte en nueva infraestructura eléctrica, en redes de electricidad o se aprovechan las redes ya existentes bajo una modalidad distinta. Con Perú habrá que desarrollar infraestructura que permita vincular los dos sistemas eléctricos. Además de modificar la frecuencia de energía… Sí, siempre se tuvo presente la modificación de la frecuencia en ambos sistemas y habría que agregar una Estación Convertidora que tendría que acoplarse al monto de inversión del tendido de las líneas de transmisión. Electricidad

E An nt ráel vi si si st a

Lanzan proyecto de acciones ante mitigación de energía en Perú El 25 de abril de 2016 se realizó el lanzamiento del Proyecto de Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMA) en los sectores de generación de energía y su uso final en el Perú, el cual promueve acciones de sostenibilidad para alcanzar reducciones en emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) como parte de los compromisos internacionales asumidos por Perú en el Convenio Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC).

n diciembre del 2014 se realizó la Conferencia de las Partes (COP 20) en Lima, donde se preparó una ruta hacia un acuerdo para la siguiente COP, la COP21, desarrollada en Paris, Francia, en diciembre de 2015 en la cual más de 194 países del mundo alcanzaron un acuerdo con el compromiso de reducir las emisiones de GEI a fin de mantener el aumento de la temperatura media mundial por debajo de dos grados centígrados con respecto a los niveles preindustriales, y proseguir los esfuerzos para limitar ese aumento de la temperatura a 1,5 grados centígrados. Como parte del COP21, Perú presentó sus Contribuciones Previstas y Determinadas a Nivel Nacional (iNDC, por sus siglas en inglés) conjuntamente con otros 188 países, para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 30% respecto a las emisiones de GEI proyectadas para el año 2030, como parte de un escenario Business as Usual (BaU). Para alcanzar este objetivo, Perú tomó la responsabilidad de desarrollar Medidas de Mitigación Apropiadas (NAMAs, por sus siglas en inglés) orientadas a la reducción de emisiones de GEI distribuido entre los siguientes seis sectores: Energía, Transporte, Agricultura, Residuos Sólidos, USCUSS (Uso de Suelo, Cambio de Uso de Suelo y Silvicultura), y Procesos Industriales. El sector energético es la segunda fuente de emisiones de GEI en el Perú, con una participación del 25% de las emisiones totales de GEI del país (42.643 GgCO2e/2010). Con financiamiento del fondo mundial para el medio ambiente (GEF por su siglas en inglés) sumando un total de US$4.5 millones, más el apoyo y cofinanciamiento de PNUD, MINAM, MEF y MEM, quienes conformaran el Comité Directivo, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) firmó el 19 de octubre del 2015, el Documento del Proyecto de Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMA) en los sectores de generación de energía y su uso final 24 Electricidad

en el Perú. En consecuencia, el MINEM encargó a la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE) liderar, diseñar, desarrollar, gestionar, y coordinar cuatro NAMAs de energía que estarían enfocados en la reducción de emisiones en el sector energética a través de acciones enfocados en 1) Eficiencia Energetica por transformación de iluminación y etiquetados de eficiencia energética, 2) Aumento en la contribución de las energías renovables no convencionales (RER) en la matriz eléctrica, 3) Promoción del uso sostenible de las energías renovables no conectado a la red para electrificación, calefacción, cocción y otros usos, y 4) Sustitución de la matriz energética en el sector de transporte terrestre, con el reemplazamiento del uso de combustibles contaminantes, como diésel, con sistemas más sostenibles como eléctricas. Con el desarrollo de estas NAMAs, Perú se convertirá en un país líder al nivel internacional en el tema de sostenibilidad, y la responsabilidad socioambiental. Así mismo, reconocerá los esfuerzos realizados hasta la fecha y aprovecharan mejor los excelentes recursos de energía renovable que contamos en todo el país, reconocidos entre los mejores al nivel mundial (hidroeléctricas, solar, eólica, biomasa, geotermia). Además permitirá desarrollar una matriz energética sostenible con precios predecibles, competitivos, confiables y con tendencia a disminuir continuamente como hemos visto en la última subasta RER con precios por debajo del promedio a nivel mundial para energía solar, eólica e hidroeléctrica. Asimismo, destacamos que Perú no solo puede contribuir al esfuerzo mundial de reducir las emisiones protegiendo el Amazonas, sino también no siguiendo la tendencia a nivel mundial de depender en combustibles fósiles contaminantes durante su desarrollo, y ser un país líder en sostenibilidad energética.

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Electricidad

Energías Renovables

Un nuevo camino a las energías renovables En la Cuarta Subasta de Recursos Energéticos Renovables (RER) se adjudicaron trece proyectos por un total 429,7 MW de potencia, basados en tecnología solar, eólica, biomasa y de centrales hidroeléctricas menores o iguales a 20 MW. No obstante, esta última licitación marca un precedente en el sector eléctrico peruano al adjudicarse proyectos con precios bajos, nunca antes visto con este tipo de generación eléctrica.

l 16 de febrero fueron presentados 111 proyectos en generación eólica, solar, biomasa e hidroeléctricas menores o iguales a 20MW, de los cuales se adjudicaron 13 iniciativas que suman 430MW. Después de abrir y presentar los proyectos participantes, se eligieron a 13 ganadores en total. Lo extraordinario en esta contienda fueron los precios bajos obtenidos, en relación a procesos anteriores. En esta ocasión se adjudicaron dos proyectos de biogás a partir de biomasa y residuos sólidos urbanos, por una potencia total de 4 MW; tres centrales eólicas con 162 MW; dos plantas solares fotovoltaicas, con 184,5 MW y seis de hidroeléctrica menores de 20MW, sumando 79,7 MW entre los proyectos. Los proyectos de biomasa adjudicados son las centrales Callao y Huyacoloro II (en los departamentos de Callao y Lima, respectivamente), ubicados en el ámbito de sendos rellenos sanitarios, de 2 MW cada uno y ambos a cargo de la Empresa Concesionaria Energía Limpia SAC. Cada una también con una energía anual adjudicada de 14.500 GWh, y a un precio de 77 dólares/MWh. Mientras que los proyectos eólicos fueron adjudicados a los parques: Nazca (Ica) adjudicada a la empresa Enel Green Power Perú a un precio de US$37,83/MWh, tendrá una capacidad instalada de 126 MW y un total anual de 26 Electricidad

generación pactado de 573.000 GWh. Así como las centrales Huambos y Duna (ambos en Cajamarca) pertenecientes a Grenergy Perú S.A.C., a US$36.84 y US$37.79/MWh, respectivamente, cada uno con previstos 18 MW de capacidad y una energía anual de 84.600 y 81.100 GWh, por cada lado. En tanto, la energía solar fotovoltaica concedió dos proyectos: Rubí y Moquegua (ambos en Moquegua), de 144 MW de potencia el primero y 40 MW el segundo. Rubí fue adjudicado a Enel Green Power Perú a un precio de US$47.98/MWh y una energía anual de 415.000 GWh. Además de Moquegua, para Enersur S.A., que resultó con US$48.5/MWh y una energía anual de 108.404. Las seis hidroeléctricas adjudicadas van desde 20 a 0,70 MW de potencia, con precios de 40 a US$58.20/MWh y serán posicionadas por la Empresa de Generación Eléctrica Río Baños S.A mediante su central hidroeléctrica Rucuy; también Enel Green Power con su proyecto C.H Ayanunga; el Consorcio Hidroeléctrico Sur Medio con sus proyectos C.H Kusa y C.H Alli; el Consorcio Hydrika 6 con una la C.H Hydrika 6 y Edegel S.A.A con la planta C.H Her 1. Los resultados obtenidos en esta última subasta demuestran que es posible contar con energía RER a precios competitivos, especialmente en las no convencionales, lo que va impactar de manera positiva en las tarifas eléctricas y contribuir con el cuidado del medio ambiente.

Energías Renovables

Resultado 1

ADJUDICATARIOS - GENERACIÓN BIOMASA PROYECTO

EMPRESA

En esta ocasión se adjudicaron dos proyectos de biogás a partir de biomasa y residuos sólidos urbanos, por una potencia total de 4 MW; tres centrales eólicas con 162 MW; dos plantas solares fotovoltaicas, con 184,5 MW y seis de hidroeléctrica menores de 20MW, sumando 79,7 MW entre los proyectos.

EMPRESA CONCESIONARIA ENERGIA LIMPIA S.A.C. EMPRESA CONCESIONARIA ENERGIA LIMPIA S.A.C.

PRECIO MONÓMICO

ENERGÍA ADJUDICADA (GWh/año)

C.T. Biomasa Callao

77.00

14.50

C.T. Huaycoloro II

77.00

14.50

ADJUDICATARIOS - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA MENOR DE 20MW EMPRESA

PROYECTO

PRECIO MONÓMICO

ENERGÍA ADJUDICADA (GWh/año)

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.

C.H Rucuy

40.00

110.00

ENEL GREEN POWER PERU S.A.

C.H Ayanunga

43.98

131.65

CONSORCIO HIDROELÉCTRICO SUR MEDIO CONSORCIO HIDROELÉCTRICO SUR MEDIO

C.H Kusa

45.40

72.53

C.H. Alli

45.40

69.32

CONSORCIO HYDRIKA 6

C.H. Hydrika 6

45.90

60.00

EDEGEL S.A.A.

C.H Her 1

58.20

4.66

Electricidad

Energías Renovables

Inauguración de la planta solar Fotovoltaica Moquegua FV. Una de las cuatro existentes en el Perú. Este año se adjudicaron tres proyectos adicionales en esta tecnología.

Resultado 2

ADJUDICATARIOS - GENERACIÓN EÓLICA EMPRESA

Los resultados obtenidos en esta última subasta demuestran que es posible contar con energía RER a precios competitivos, especialmente en las no convencionales, lo que va impactar de manera positiva en las tarifas eléctricas y contribuir con el cuidado del medio ambiente.

PRECIO MONÓMICO

ENERGÍA ADJUDICADA (GWh/año)

GR PAINO SAC

Parque eólico Huambos

36.84

84.6

GR TARUCA SAC

Parque Eólico Duna

37.79

81.0

ENEL GREEN POWER

Central Eólica Parque Nazca

37.83

573.00

ADJUDICATARIOS - GENERACIÓN SOLAR EMPRESA

PROYECTO

PRECIO MONÓMICO

ENERGÍA ADJUDICADA (GWh/año)

ENEL GREEN POWER

Central Solar Rubí

47.98

415.00

ENERSUR S.A

Intipampa

48.5

108.4

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), institución encargada de llevar a cabo la subasta, indicó que fueron evaluadas propuestas económicas de 111 proyectos calificados como postores, en tanto que los adjudicados tuvieron precios que «fueron inferiores a los máximos establecidos por el organismo regulador», con el destacado, según se afirma, de que «los precios adjudicados de los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos son los más bajos de los últimos años a nivel latinoamericano».

28 Electricidad

PROYECTO

Este paquete de proyectos logró adjudicar el 99,38% de la energía requerida, lo que aportará 1739,2 GWh/año al sistema eléctrico.

Energías Renovables

«Precios bajos cambian paradigma de energías renovables» Entrevista al Ing.

Jaime Mendoza Gacón, Gerente de Transmisión y Generación Eléctrica de Osinergmin

La Cuarta Subasta de Recursos Energéticos Renovables (RER) dejó distintas opiniones entre los generadores de energías renovables no convencionales. La reducción en los precios ofertados ha significado un cambio en la orientación de las energías limpias en el país, y que en un futuro —incluso— podría ser tan rentable como la generación de energía convencional. Al respecto, conversamos con el ingeniero Jaime Mendoza Gacón, gerente de Transmisión y Generación Eléctrica de Osinergmin, quien manifestó que este nuevo escenario permitirá que empresas internacionales y consolidadas inviertan y brinden estabilidad económica en futuros proyectos. ¿Cuál es su opinión sobre de la última subasta de energías renovables? Es importante que haya competencia, es lo mejor en cualquier subasta. La competencia y el mercado son las acciones que fijaron los precios. En este concurso vemos un rango de precios desde los adjudicados —que son los menores— hasta un rango de precio más alto. Hubo todo tipo de competidores, algunos operando en el país y otros que llegaron para este concurso. Lo importante para las tecnologías eólica y solar, es que durante la primera ronda ganaron dos empresas grandes a nivel mundial (Enel Green Power y Engie) que responderán sin problemas los contratos. Ambas empresas ofrecieron precios bastante bajos, esperamos que con el tiempo puedan sostenerlos y habría que ver si estos precios se puedan dar en otros mercados. ¿De qué manera podrían beneficiar los actuales precios que se dieron en las subastas?, ¿las empresas se pueden sostener con precios tan bajos? Los precios bajos se han dado —incluso— en la última licitación de energía convencional con Edelnor (empresa

distribuidora y generadora convencional), los precios que dieron fueron de 32MWh (megavatios hora equivalente) para el 2022 al 2031, de sumarse la potencia a unos US$10MWh sumaría a US$42MWh, es decir, la energía convencional también está asumiendo costos bajos. El mercado es el que define ello. Otra cosa que sucede es que varios de los proyectos están sacrificando margen y los niveles de apalancaquimiento son grandes, sobre todo con empresas de mayor dimensión. Además, las tasas son bajas eso también hace que el flujo económico y financiero de uno de estos proyectos obtenga precios más bajos. Entonces, con un índice de bajos precios, ¿continuarán los subsidios a las energías renovables no convencionales? Tal como está el esquema de promoción a las energías renovables se les pagará el precio por la energía adjudicada. Si al despachar al sistema, una vez que operen el costo marginal —que es el ingreso con cualquier generador dentro del sistema— es insuficiente, habría que pagar una prima (peaje) para los proyectos renovables que ingresen dentro del periodo 2018-2020. Electricidad

Energías Renovables El costo marginal no está distorsionado como ahora, que es bajo y existe sobreoferta, entonces se entiende que la prima sería de cero, con lo cual el subsidio desaparece implícitamente. Según declaraciones suyas, existe potencial geotérmico en el sur peruano, ¿cuál será el futuro de esta energía?, ¿qué incentivos existen para generar energía geotérmica en el país? Actualmente, no existe normativa alguna para impulsar la geotermia en el Perú. En Centro América y otros países generalmente, es el Estado el que negocia este tipo de generación en convenio con asociaciones. En el país se puede adquirir un proyecto renovable mediante subastas, el problema es como compiten las firmas al tener un costo hundido. No obstante, es importante que las empresas compitan notando que el Estado se hace cargo en la etapa de exploración, en convenio o ayuda de otras entidades, esto haría que el costo hundido se devuelva al Estado. Cuando se realiza una licitación se coloca un solo costo, teniendo en cuenta que se realizó una exploración y descubrió un potencial explotable, entonces ahí se podría recuperar el costo, teniendo un costo hundido para el Estado y no hacia las empresas con el propósito de apoyar este tipo de tecnologías que sería recuperable del precio. Entonces, con la entrada de nuevas empresas —con precedentes de generar energía geotérmica— al mercado eléctrico peruano podría tenerse en cuenta el ingreso de la geotermia en la próxima Subasta RER? Es posible el ingreso de este tipo de generación pero se necesitaría un mecanismo compensatorio para evitar los costos hundidos y de este modo puedan competir no solo una, sino varias empresas por el desarrollo y ejecución en este tipo de proyectos. Como se viene desarrollando se nota grandes zonas de potencial para este tipo de generación pero no se impulsa o demanda de mejor manera. Osinergmin no puede promocionar proyectos, pero si notamos que el mercado no desarrolla proyectos en este tipo de energía. Existen empresas azucareras que pueden —como lo hizo la empresa Paramonga—poner un negocio

Durante la Cuarta Subasta RER hubo todo tipo de competidores, algunos operando en el país y otros que llegaron solo para participar en este concurso.

30 Electricidad

complementario de biomasa con residuos agroindustriales; sin embargo, habría notar que pasaría con aquel mercado en base a las decisiones y precios que oferten, o tal vez no se encuentren desarrolladores que informen a las empresas sobre el beneficio de tener una generación basada en biomasa. Existe un antecedente sobre una empresa que puso un precio bastante bajo durante la primera subasta RER (por US$52.00 MWh) pero en otras subastas se incrementó el tope (alcanzando los US$65.00 MWh), quedando a un lado empresas como Maple Etanol ofertando US$67.00MWh. Hay compañías involucradas en este negocio que deberían ingresar al mercado y aprovechar estas oportunidades. ¿Cuáles son los beneficios o repercusiones de tener precios bajos en la oferta de las energías renovables no convencionales? El principal beneficio son las tarifas. Con el nivel de los precios las primas se reducirían. Además, se involucró un nuevo actor al mercado eléctrico que puede brindar estabilidad económica a futuros proyectos. Entonces, los precios de las energías no convencionales llegan, incluso, alternar precios más bajos que el de las convencionales, habría que analizar que está pasando en el mercado. Esta disminución en los precios de las energías renovables no convencionales es nueva en el país, se podrían dar también en otros países con distintos mecanismos pero nadie sabe porque el precio de las energías no convencionales ha disminuido en el tiempo y ahora el Perú tiene precios bajos que no se esperaban. Con este nivel de precios bajos, ¿cree otras empresas nacionales o extranjeras en energías renovables se interesen en invertir en Perú? El mercado es libre en la toma de decisiones, las empresas verán las oportunidades de negocio. De no encontrar aquí la estabilidad deseada probablemente se retirarán a otros países. Durante la cuarta subasta los precios fueron bajos pero en una próxima licitación los precios podrían elevarse nuevamente.

RHONA REALIZA AMPLIACIÓN DE SU PLANTA EN CHILE *Mejoramiento del área de distribución para ampliar la capacidad en transformadores trifásicos Hoy RHONA trabaja en mejorar el área de distribución y ampliar su capacidad de producción en transformadores trifásicos y todo esto gracias a la incorporación de una segunda bobinadora de fleje, para la fabricación de bobinas de baja tensión. Esto se debe a que RHONA en su división industrial, está comprometida con el mejoramiento continuo de sus procesos, con el cumplimento de los requisitos del cliente, con los requisitos legales, reglamentos y normas.

TRANSFORMADORES COMPACTOS DE MEDIDA Un equipo compacto de medida reúne en un solo estanque los transformadores individuales de corriente y de tensión necesarios para realizar mediciones de consumo y de las variables eléctricas del lado de media tensión. Estos son fabricados y probados en base a norma ANSI, IEC o según las especificaciones particulares de las compañías eléctricas. La construcción es para uso intemperie, aptos para ambientes húmedos y corrosivos, principalmente para montaje en poste. Cuenta con los aisladores de Alimentación-Carga ubicados sobre la tapa y la salida en BT a través de una placa de conexiones ubicada en una caja protectora con un niple de salida. Estos equipos pueden ser fabricados opcionalmente para uso interior con conectores aislados en el lado de media tensión y con fluido aislante auto extinguible. Todos los equipos son probados con todas las pruebas de rutina, en base a la norma correspondiente, garantizando la precisión requerida. Características: - Clase 15 kV o clase 25 kV. - Mochila para montaje en un poste - Indicador de nivel de líquido - Tapón y válvula de llenado - Ganchos de izaje

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Son utilizados en la distribución de la energía eléctrica en sistemas urbanos y rurales. Son fabricados principalmente para uso en intemperie, montados en uno o dos postes con aisladores y pintura especial apta para zonas costeras, húmedas y corrosivas. Su diseño y construcción es según normas de las compañías de distribución eléctrica y normas internacionales ANSI C57 o IEC 76. Los transformadores son aptos para sistemas monofásicos y trifásicos de hasta 25 kV y potencias de hasta 500 kVA. Características: - Clase 15 kV o clase 25 kV - Potencias desde 5 a 500 kVA - Incluye cambiador de derivaciones - Mochila para montaje en un poste - Base para montaje en 2 postes - Ganchos de izaje - Otros accesorios estándares

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DELFINES HOTEL & CASINO

La ventana de oportunidades más grande del sector eléctrico La 6ta Expo Energía Perú 2016, Exhibición y Conferencia Internacional, se mantiene como el congreso más importante en materia eléctrica en el país. Este año, como en ediciones anteriores, se ofreció a los cientos de asistentes valiosa información mediante interesantes debates y exposiciones sobre el presente y futuro de la industria eléctrica peruana.

urante esta nueva Expo Energía Perú 2016, cientos de asistentes nacionales y extranjeros especialistas en el rubro, se reunieron para intercambiar ideas y manifestar sus intereses comerciales con diversas tecnologías que fueron expuestas en las inmediaciones a la convención.

El desarrollo de la convención obtuvo el mayor de los agrados de los asistentes con la presentación de exposiciones y paneles de debate con interesantes temas de discusión entre ingenieros, abogados y economistas expertos en materia energética.

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Febrero 2016 6 Exhibición Internacional y Conferencias

Entre las ponencias se dieron los siguientes temas: Regulación: hacia una nueva reforma de la normativa eléctrica; Estrategias y costos de la seguridad energética; Plan de transmisión eléctrica 2016-2024; Distribución y crecimiento de la demanda de energía; Inversión en la ejecución de nuevos proyectos energéticos; Ampliación de la transmisión eléctrica en el Perú y proyectos futuros; La experiencia colombiana en el desarrollo del sector eléctrico;

DELFINES HOTEL & CASINO

Oportunidades de inversión en el sector energético; Futuro del sistema de interconexión eléctrica andina: Ecuador, Colombia, Perú y Chile; Mercado a corto plazo de electricidad; resultados de la Cuarta Subasta de Recursos Energéticos Renovables (RER); Participación de las energías renovables en la generación eléctrica; Smart Grids: sistemas de almacenamiento y generación distribuida, así como los aspectos ambientales en el sector eléctrico peruano.

Además, más de 40 empresas nacionales y extranjeras participaron de las exhibiciones durante los dos días que embargó Expo Energía. Compañías como Andritz Hydro, Ansaldo Energía, ATV Riva Calzoni, BFL, BSD, Cabelde, Cemprotec, Centelsa Perú, Cidet, Comet, Electrowerke, Ergon Power, Gamesa Electric, Geppert Hydropower, Global Hydro Energy, Gretek S.R.L, Gugler, Hobas América Latina, Hidro Power Plant, Indar Electric, Lombardi Ingenieros, Mavel, Norconsult Perú, Osinergmin, Tuberías y Equipos (O-Tek), Pavco, Rhona, S.T.E Energy, Superlit, T&D Electric, Tecno Hydro, Tecsur, TES Vsetin, Transformer Protector, Vaptech, Voith Hydro, WEG Perú y Zeco.

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De izq. a der: Ing. Edwin Quintanilla Acosta, asesor de OSINERGMIN; Ing. Humberto Armas Infante, asesor de Odebrecht Energía; Ing. Luis Bedoya, gerente general de EGECUSCO; Ing. Tatiana Alegre Chalco, gerente general de Termochilca y el Sr. Mario Gonzáles Del Carpio, gerente de Proyecto de Generación de Luz del Sur.

Inversión en la ejecución de nuevos proyectos energéticos El sector eléctrico peruano es un mercado que tiene bastante por ofrecer. La bonanza gasífera y la potencia hídrica del país demuestran la importancia de realizar nuevos proyectos de inversión en los subsectores de generación, transmisión y distribución. Así lo expresaron cuatro expertos del sector eléctrico: la Ing. Tatiana Alegre Chalco, gerente general de Termochilca; Sr. Mario Gonzáles Del Carpio, gerente de Proyecto de Generación en Luz Del Sur; Ing. Humberto Armas Infante, asesor de Odebrecht Energía y el Ing. Edwin Quintanilla Acosta, asesor de OSINERGMIN, durante su intervención en el debate «Inversión en la ejecución de nuevos proyectos energéticos».

ara el ingeniero Edwin Quintanilla, asesor del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), las inversiones privadas en el sector eléctrico representan un 90% de interés privado y 10% de interés estatal, donde básicamente está orientado a la electrificación rural y atención de algunas empresas distribuidoras. Asimismo, consideró que la inversión debe estar preparada para acoger capitales privados que dinamicen el mercado. Quintanilla manifestó la importancia de tomar en cuenta los requerimientos del mercado, «en los últimos años hubo licitación de generación térmica, fueron centrales pertenecientes al Nodo Energético del sur, donde no solo

hubo reserva fría, sino que también se licitaron 1640MW de potencia y se instaló 2035MW. Además, existe alrededor de 100MW adicionales como producto de una eficiente recepción de la industria», dijo. Asumió que el mercado logró avances en relación a la generación eléctrica; sin embargo, todavía se percibe una brecha marcada por la inversión que realizan las empresas de distribución estatal. «Tanto el sector privado como estatal pueden realizar una buena gestión en la generación y transporte de electricidad, pero no puede dejarse de lado el último eslabón del servicio: la distribución. La principal inversión y mejora se debe dar en la distribución eléctrica», manifestó.

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Expoenergía El también exviceministro de Energía, precisó que será prudente optimizar una visión a largo plazo sobre el sector, a fin de verificar y programar diversos proyectos. «Es importante que haya inversión, teniendo en cuenta que estamos frente a una etapa de requerimiento, bajo este contexto se enfrentan las tasas de crecimiento. Para ello otra receta no tendría lugar dadas las exigencias de corto plazo». Frente a esto, Quintanilla manifestó que el segmento más crítico es la distribución, y que podría evitarse riesgos asignando la responsabilidad final de la proyección del servicio. «En el financiamiento la experiencia nos ha demostrado que la principal fuente serán las asociaciones público privadas», anotó. Por su parte, el Ing. Humberto Armas, asesor de Odebrecht Energía, aseveró que el mercado eléctrico peruano es un modelo incipiente que todavía necesita crecer. «El uso productivo eléctrico, básico en toda actividad moderna, tiene en perspectiva ese mercado en expansión con tasas altas en promedio. Sin embargo, un mercado pequeño donde ingresa un proyecto con 10% sobre la demanda de energía, lo incrementa», dijo. Asimismo, para poder impulsar el mercado eléctrico peruano es importante la disponibilidad de los recursos naturales para la generación que tiene el país. «Si damos una mirada a los índices de uso de la energía renovable, no solamente la hidroeléctrica sino la eólica y solar, el Perú utiliza menos del 4% de esos recursos potenciales, y existe una gran disponibilidad de uso de energéticos para poder potenciar el desarrollo integral del país». «El desarrollo intensivo del mercado eléctrico puede significar mejores condiciones de vida para las personas y una fuente de generación de riqueza para los que se atreven a invertir», aseguró Armas. Indicó que el mercado cuenta con un 90% de coeficiente de electrificación; sin embargo, esto no significa que sea una electrificación promedio o adecuada. «El negocio del sector eléctrico intensivo en capital es de largo plazo, para recuperar la inversión y poder reinvertir y seguir creciendo. Cuando existan demandas de corto plazo —como se vive durante los tres últimos años—, se podrá producir tendencias favorables hacia la visión de largo plazo. Lo previsible es que volvamos hacerlo (a crecer) enfocando otros desarrollos sectoriales y no solamente direccionado a la minería. Los inversionistas en el mercado eléctrico arriesgan los fondos que pueden ubicarse en otros sectores», expresó el asesor de Odebrecht Energía. Lo proyectos que menciona el ingeniero Armas, pueden demorar entre cinco a siete años desde que se decide la inversión. «El proyecto de Central hidroeléctrica Chaglla se originó durante la época de las misiones alemanas hace 42 años atrás, ahora se ha plasmado en una obra que aportará 456MW al sistema eléctrico nacional. Este tipo de inversiones, demuestra una apuesta por el mercado peruano. La expectativa que este mercado continúe creciendo radica en la necesidad de energía que requerirá mayor cobertura de su demanda», indicó el experto. 36 Electricidad

Según la ingeniera Tatiana Alegre, gerente general de Termochilca, el Perú cuenta con una reserva de electricidad de 60% hasta el 2018, y este porcentaje se estaría manteniendo con la conversión del Nodo Energético del Sur a ciclo combinado. También consideró que los costos marginales deberían ser fijados por la unidad que entra a cubrir la demanda del sistema. «Actualmente los costos marginales están en US$12.00», anotó. «El bajo costo marginal se da por dos razones y por la sobreoferta de energía que existe en este momento. Otra razón se debe a que las centrales eléctricas tienen altos porcentajes take or pay. En abril, por ejemplo, entra la ampliación de Transportadora de Gas del Perú (TGP) y el transporte se convierte en firme en su totalidad», insistió Tatiana Alegre. La gerente general de Termochilca manifestó que el costo de los nuevos proyectos se refleja en el aumento de la tarifa eléctrica. «Se dijo se subiría la tarifa en un 20% para el usuario regular, es decir, ese incremento se debe a la subvención del Gasoducto del sur, también el pago sobre las renovables no convencionales que impactan con un 25% en el peaje. Esto genera una distorsión que los usuarios regulados están pagando a un nivel de generación de US$50.00» Precisó que los usuarios libres vienen firmando contratos de corto y mediano plazo entre US$26 y US$30, por lo cual no se pueden realizar proyectos y que su vez afecten a los usuarios regulados. «El usuario puede salir de un estado regulado y pasar al mercado libre, son varios quienes están realizando este procedimiento, quienes acceden a tarifas más bajas son los usuarios libres inmersos en la minería o aquellos que consumen 2500 kilovoltios (kV) al mes». Alegre reafirmó que los usuarios que están ingresando al mercado libre no quieren firmar contrato a largo plazo, porque en el mercado spot obtienen precios de US$13 dólares y esperan firmar contratos por alrededor de US$20 y por un lapso de tres años. Del mismo modo, criticó que se hayan licitado contratos sin demanda de energía, colocando como ejemplo el caso de ProInversión al licitar alrededor de 1200MW en contratos que terminaron en manos de Electroperú. Además, consideró que habrá que reestructurar cómo funciona el Comité Operacional del Sistema Eléctrico Nacional (COES).

De izq. a der: Dr. Alfredo Dammert Lira, Director Maestría e Regulación de Servicios Públicos de la PUCP; Econ. Juan Miguel Cayo, gerente general de Fénix Power Perú; Ing. Luis Espinoza, Gerente General de LAEQ Asociados y el Econ. Arturo Vásquez, Gerente de Estudios Económicos de OSINERGMIN.

Hacia una nueva reforma de la normativa eléctrica Según los especialistas del sector eléctrico, el Ing. Alfredo Dammert, director de la Maestría en Regulación de Servicios Públicos de la Pontificia Universidad Católica del Perú; el ecón. Juan Miguel Cayo, gerente general de Fenix Power y el Ecón. Arturo Vásquez, gerente de Regulación de Osinergmin, el Estado debería intervenir en diversas atapas de la industria para lograr una mayor competitividad de sector. Además de ampliar los años de concesión de los proyectos de generación con la finalidad que las empresas eléctricas puedan mejorar sus inversiones y logren rentabilidad.

l sector eléctrico debe abastecer de manera segura y eficiente a los consumidores, por ello el Estado deberá establecer un marco regulatorio con la finalidad que el mercado operé de forma competitiva, así lo consideró Alfredo Dammert, director de la Maestría en Regulación de Servicios Públicos de la Pontificia Universidad Católica del Perú y expresidente de Osinergmin durante su ponencia en la sexta Expo Energía Perú 2016. Según manifestó Dammert, existe un problema para las empresas distribuidoras en el tema de contrato de licitación, «el problema es que la licitación es de cinco a 20 años. Los grandes proyectos potenciales solo van a tener asegurado su mercado por cinco años, corriendo el riesgo que no sean

financiados por su complejidad y requieran la financiación de varios bancos, por ello proyecto debe ser rentable». Agregó que anteriormente Proinversión tenía un marco regulatorio con dos tipos de regulación: de generación eficiente y aquella establecida con contratos que aseguraban la compra a los ganadores de las licitaciones, quitándole mercado a los otros. Dammert cree que un dilema más que se afronta en el sector eléctrico es que gran parte de la generación eléctrica no es para consumidores, sino que para grandes usuarios. «Ahora cualquier consumidor de 500 kilovatios hora o más puede pedir entrar el mercado libre y negociar sus contrataos sin necesidad de ingresar a licitaciones». Electricidad

Expoenergía “Para que no hay estas licitaciones por fuera, parte de estas licitaciones de las distribuidoras deben ser de al menos 10 años y de esa forma se evitaría tener un segundo grupo de licitación que no nos beneficia sino que ocasiona problemas a las generadoras que están en el sistema normal. En cuanto a la facultad que tienen los consumidores de 250 kWh para compra electricidad directamente a las generadoras, pienso que se debería facilitar a estos para que ejerzan esta función, porque se requiere entrar a una serie de pasos para entrar a ser consumidores libres.” Con respecto a los precios Darmet manifestó que todo comienza cuando se privatizaron algunas líneas de transmisión eléctrica, y que ahí el sistema de distribución eléctrica era un desastre y no se tenía idea de los costos y de los precios que debían tener. Entonces se optó la base de la empresa eficiente que era un cálculo teórico de cuanto costaban esas redes y darles precios correspondientes. «Ahora, cuando se analiza cuales son los precios de las empresas de distribución, al aplicar de forma diligente la autoridad, consideró que es necesaria la aplicación de un nuevo modelo que analice las distribuidoras porque las tarifas de distribución se aplican en función de las empresas modelo que sacan de un área y aplican a todas las áreas del país lo cual trae una serie de problemas y no asemejan los precios. Dammert mencionó que la mayor parte de las empresas distribuidoras son estatales, y que si no mejoran administrativamente, no podrán obtener las inversiones necesarias para brindar una mejor calidad en sus servicios a los consumidores en las diferentes regiones del país. Por su parte, Juan Miguel Cayo, gerente general de Fenix Power, consideró que se está gestando una pequeña crisis en el mercado de generación debido a la intervención del Estado de manera desorganizada en el sector eléctrico donde se transmitió una serie de distorsiones desde el costo marginal. «Hay que reordenar la generación eléctrica. Sería bueno limpiar las tarifas eléctricas sobre costos que no deberían pagarse pero igual son pagados por los peruanos, como el caso del Gasoducto del Sur, el sobrecosto de despacho de las RER. Son una docena de cargos en transmisión que habría que limpiar poco a poco», dijo el representante de Fenix Power. Además, Cayo consideró la capacidad y subdeclaración del precio del gas está generando un costo marginal en el sistema eléctrico, lo cual genera precios marginales bajos, mientras que el costo de construir una un sistema hidráulica o a gas va en alza. Precisó que esta situación es una divergencia de difícil solución y que los contratos que se vienen firmando con los generadores y clientes libres van convergiendo con el precio. «Se sigue desacoplando al precio de venta de corto plazo de energía y precio del desarrollo en el país. También se impide que haya una señal de mercado que guie las futuras inversiones. Se pronostica niveles de reserva que, al 2018, puedan alcanzar el 80% con el ingreso de nuevas hidroeléctricas en construcción y el Nodo Energético del Sur. Esperamos que la demanda crezca para corresponder

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con la oferta que se tiene y también se pueda exportar energía», precisó el economista. Asimismo, expresó que la intervención del Estado debe ser orgánica, organizada y previsible. «En segundo término, se debería generar competencia en igualdad de condiciones, así como lograr que el mercado spot refleje hechos reales. Hay una serie de alternativas que se están probando para proponérselas al Ministerio de Energía y Minas o lo que se puede hacer en el futuro. Es preciso limpiar la tarifa de lagunas cosas que no deben estar ahí», analizó. A su vez el gerente de Estudios Economicos de Osinergmin, Arturo Vásquez, manifestó para que el sector eléctrico tenga un mejor funcionamiento tendrían que enlazarse tres ejes de la política energética como lo son la competitividad, el abastecimiento energético y eficiencia en la cadena de producción. Además precisó que se debe fortalecer la institucionalidad de todo el aparato del Estado y del sector por el lado de la seguridad y mantener un esquema de autosuficiencia en el sector energía, que fue la concentración en la política energética de la actual administración. «Hay que seguir desarrollando infraestructura de gas y diversificar diferentes fuentes de generación como un acceso universal al suministro energético. Otro efecto que tuvo bastante importancia en esta administración gubernamental fue la ley del fondo de inclusión social energético que permitirá una reducción el impacto en las emisiones del sector que se alcanzaran con la introducción de fuentes renovables y también por la sustitución del petróleo por el gas natural.” Para lograr estos cambios es necesario disminuir la intervención del estado, afirmó Vásquez, además las señales de mercado deberán funcionar porque es el espíritu e ya que es el espíritu de la ley de concesione eléctricas reforzar la seguridad energética, pero con criterios de financiamiento que no impacten en la tarifa.

«Hay que limpiar las tarifas que ahora tenemos que reestructurar los mercados eléctrico que son de largo corto y mediano plazo, la Ley N°2832 ataca la contrataciones a largo plazo, el de mediano plazo tiene ciertas distorsiones o esta intervenido por el costo marginal idealizado, no son precios reales no se refleja el costo eficiente denegación y en el mediano plazo es un espacio intermedio que tampoco está cerrado, en economía siempre estudiamos estos mercados. Tenemos que reconstruir todo eso para que pueda abrir un mercado eficiente.”

De izq. a der: Ing. Eloy Manuel Suárez Mendoza de jefe de Proyectos de Proinversión; Sr. Paulo Miraldo, gerente general Hydro Global Perú y miembro del Consejo de EDP INTERNACIONAL; Sr. Renzo Salazar, asesor Legal en el Departamento de Gestión Jurídica y Regulatoria del COES; Sr. Enrique Rodríguez-Florez, Especialista Regional Senior en Energía Banco Interamericano de Desarrollo y el Ing. Marciano Izquierdo, gerente general de Huaura Power Group.

Oportunidades de inversión en el sector energético Por ahora, el Estado peruano cuenta con diversos proyectos eléctricos en los subsectores generación, transmisión y distribución que contribuirán a reducir la brecha de infraestructura energética, asociado a la dinámica económica que presenta el sector eléctrico. Así lo manifestaron los ingenieros Eloy Manuel Mendoza, jefe de Proyectos de Proinversión y Enrique RodriguezFlores, especialistas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y Marciano Izquierdo, gerente general de Huaura Power Group, en un panel expuesto sobre las oportunidades de inversión en la industria eléctrica peruana.

ara el Ing. Eloy Manuel Mendoza, jefe de Proyectos de Proinversión, actualmente se tienen proyectos en cartera encargado por el Ministerio de Energía y Minas que permitirán reducir la brecha de infraestructura energética estimada en US$160 000 millones. Uno de los próximos proyectos que se pondrán en licitación y construirán será la central térmica de Quillabamba. «La Central Termoeléctrica de Quillabamba (200MW) está relacionada al Gasoducto Sur Peruano. Este concesionario debe construir un ramal hacía la central térmica con una inversión aproximada de US$180 millones para un plazo de adjudicación de 20 años. Otro proyecto que tenemos en cartera es la central hidroeléctrica San Gabán, de iniciativa privada y presentada por el consorcio CTG (China) y ENP (Portugal)», sentenció Mendoza. El ingeniero comentó que el referido proyecto puede ser adjudicado de manera directa si es que no se presenta una tercera empresa interesada

en la construcción de la central eléctrica de 205.8MW, con una inversión aproximada de US$380 millones. Esta central eléctrica será entregada a través de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán. «En la cartera de proyectos también contamos con líneas de transmisión y subestaciones en un paquete que debe ser entregado en el cuarto trimestre. Son líneas de transmisión y subestaciones de 500 kilovoltios (kV) y 200kV con una inversión aproximado de US$200 millones. Los proyectos en transmisión son autosostenibles y deberán ponerse en operación en el cuarto trimestre del próximo año. Tenemos también iniciativas privadas presentabas por el mejoramiento del mercado publico principalmente en empresas del Grupo Distriluz y Sociedad Eléctrica de Arequipa Ltda. (SEAL) en Arequipa», manifestó el ingeniero Eloy Mendoza.

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Expoenergía Asimismo, agregó que existen dos proyectos hidrocarburíferos relacionados al abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Lima y Callao, que implica una inversión estimada de US$310 millones y consiste en el diseño, financiamiento y construcción del Sistema de Abastecimiento de GLP en el plazo de concesión por 23 años. La fecha estimada para dar la buena pro es para el segundo trimestre del 2016. « Además, continuaremos con la masificación en el uso del gas natural. En esta oportunidad queremos promover inversión privada con la finalidad que los operadores se hagan cargo de la distribución de gas natural en siete departamentos con una inversión estimada de US$7 millones con un plazo de concesión de 32 años. Se prevé que se otorgue la buena pro durante el segundo trimestre del 2016», comentó el jefe de Proyectos de ProInversión. Por su parte, el Sr. Enrique Rodriguez-Flores, especialistas del Banco Interamericano de Desarrollo, expresó que el Perú representa una de las economías más dinámicas que están asociadas a la demanda de energía. Además, consideró que existe una mejora en la satisfacción de la demanda de energía en forma sostenible, y donde el 80% de la energía primaria utilizada proviene de recursos fósiles y solo un 20% de recursos renovables. «El país apuesta por el petróleo y gas natural como fuente energética primaria, el problema es cuando se observa el balance comercial de energía en el país, puede apreciarse que el país tiene un déficit que sobrepasa los miles de millones de dólares. Las deficiencias son claras y crean carencias de sostenibilidad a lo largo y mediano plazo del sistema. El déficit comercial de energía en Perú fue de US$1600 millones», aclaró el especialista. Manifestó, también, que otro de los temas que preocupa en el sector es la sustitución de insumos energéticos intensivos en carbono para el subsector eléctrico, y que en los últimos cinco años las emisiones de gases del efecto invernadero aumentaron a causa del sector eléctrico. «El uso de energías renovables no convencionales está asociada a la sostenibilidad ambiental de los sistemas que contribuyen a la matriz energética. El acceso a la energía también es reto en el país», dijo. «De realizar un análisis se podrá hablar de acceso a la energía, en el BID se divide en dos temas: el acceso a la electricidad, ahí vemos que existe una cuenta pendiente en el país y se agrava desde una área macroeconómica, porque si uno ve el índice de electrificación en el país, que está en el 93% y después ver el índice de electrificación rural, se refleja una disparidad grande. Ahora son cerca del 24% los peruanos que viven en zonas rurales y no tiene electricidad», discernió el representante del BID. Rodriguez-Flores agregó que, en comparación con otros países de mayor magnitud en capacidad de distribución de electricidad, el Perú muestra un claro déficit. Asumió que el Perú tiene una tarea compleja para brindar ese servicio a dos millones de peruanos que moran las zonas más alejadas del país. Asimismo, el representante del BID hizo clara algunas anotaciones sobre la última subasta de energías renovables, «con esta última subasta RER se aprecia una diversificación en la matriz eléctrica del Perú donde los precios son realmente 40 Electricidad

bajos, se aprecia que estas tecnologías están madurando y habría que someterse a un proceso competitivo que no pasará de US$50 el megavatio. Esta es una clara señal pero que seguirá un proceso de planificación integrada y eficiente. Desde el punto de vista del BID, es importante ser flexibles para otorgar las herramientas financieras y apoyo técnico que necesita el Estado peruano», culminó Rodriguez.

«Las tarifas que más han crecido en el sector andino son las colombianas, desde la perspectiva de un país que pretende ser competitivo. Hay rezagos en la infraestructura energética que necesitan modernizarse y ello deberá cargarse a la demanda de electricidad. La pregunta es: ¿se está realizando de manera eficiente?», dijo Rodriguez. Para el ingeniero Marciano Izquierdo, Gerente General de Huaura Power Group el precio del mercado spot conlleva a una competencia feroz a nivel de generación lo que impide a un nuevo actor del mercado desarrollar un proyecto sostenible. «Realmente no existe en el Perú combustible barato para abastecer un planta termoeléctrica, por lo que la única opción es desarrollar proyectos hidroeléctricos. Por otro lado, el Decreto de Urgencia N°041208 es otra de las interferencias importantes en el sector que impide que el costo marginal se eleve». Consideró que estas interferencias causan que nuevos actores no ingresen al mercado y el Estado debe tomar un rol ante ello. «Osinergmin y Proinversión tratan de ajustar la demanda con oferta, pero en un mercado no intervenido es un mecanismo natural que no puede estar mal dirigido por las autoridades. Entonces el Estado dificulta a los nuevos proyectos de generación, por ello surgieron las reservas frías de la selva y el norte del país, el Nodo Energético del Sur, la subasta de las grandes hidroeléctricas y la subasta RER», enfatizó. Marciano Izquierdo resaltó que el Estado viene cargando todo el sobrecosto al peaje de conexión del sistema principal, este es un beneficio que el generador que quiere ingresar no recibe este sobrecosto que el sistema está introduciendo. Durante la última licitación RER incursionaron grandes compañías a la industria eléctrica peruana, además se concertaron precios bajos que favorecen los proyectos de manera positiva; lo negativo es que los principales agentes del mercado accedieron nuevamente al crecimiento de la generación en perjuicio de los nuevos clientes. La distorsión se produce al no existir un costo spot que refleje el costo real», dijo el ejecutivo de Huaura Power Group. Para el ingeniero, el Estado puede solucionar el problema propiciando medidas necesarias con las que el gas de Camisea sea suministrado de manera y con precio variable. «Con esto los generadores térmicos no tendrían que subdeclarar precios y el Estado tendría que impedir la declaración de precios de centrales de gas natural al igual que ocurre con otras fuentes de generación que no pueden declarar precio.

De izq. a der: Ing. Carlos Ariel Naranjo, director Ejecutivo del CIDET; Ing. Rodrigo Quintanilla, Director Nacional de Control de la Transmisión y Operación de ARCONEL - Ecuador; Ing. César Butrón Fernández, presidente del COES SINAC y el Ing. Daniel Salazar Jaque, director Ejecutivo del CDEC SING - Chile.

Futuro del sistema de interconexión eléctrica andina Representantes de tres importante instituciones del sector eléctrico en Colombia, Chile y Ecuador, se unieron para exponer sus ideas sobre la posibilidad interconectar energéticamente sus países con el Perú. Tanto el ingeniero Daniel Salazar, director ejecutivo de entro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile (CDEC SING); Carlos Ariel Naranjo, director ejecutivo del Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico de Colombia (CIDET) y el Rodrigo Quintanilla, director nacional de Control de la Transmisión y Operación de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (ARCONEL), manifestaron que los temas técnicos, de infraestructura e ingeniería son posibles, solo hace falta una decisión política para entrelazar energía entre los países.

l ingeniero Daniel Salazar, director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile (CDEC SING) consideró que los estudios sobre la interconexión entre el país del sur y Perú están bastante logrados debido al trabajo en conjunto entre el SING y el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico peruano (COES). «Existen, al menos, dos proyectos que viabilizan una conexión de distinta envergadura, beneficios y esfuerzos para que se puedan desarrollar, en particular la línea corta es un proyecto que tiene una factibilidad más cercana por la distancia y costos de inversión», mencionó el especialista del CDEC SING.

Agregó que Chile podría impulsar nuevas líneas de transmisión por la zona sur del Perú con el propósito de completar el desarrollo de infraestructura eléctrica entre ambas naciones. «Es envidiable como Perú ha resuelto su problema de red eléctrica, transmisión y de corredores y anillos de electricidad, esto brinda confiabilidad al país». Salazar precisó que Chile despliega un creciente desarrollo solar pero aún no determina donde se almacenará la sobrecapacidad que brindará la energía generada por esta tecnología renovable no convencional. «Actualmente se desarrolla una fase inicial, pero ese desarrollo se proyecta a gran escala, copando la demanda local de Chile, la pregunta es: ¿dónde se coloca esta energía? Por ahora se Electricidad

Expoenergía está exportando electricidad a Argentina pero tenemos la meta de migrar esta energía hacia los demás países que conforman la Mercosur. Esperamos tener noticias sobre la interconexión comercial antes de empezar la próxima década y saber como empujar esa conectividad», expresó el experto. Aseguró que la distancia con Perú se está acortando y, por el momento, Chile es un activo promotor de la integración eléctrica. Por su parte, Carlos Ariel Naranjo, director ejecutivo del Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico de Colombia (CIDET), mencionó que países como Ecuador, ya no son percibidos como el eslabón perdido entre la interconexión con Colombia y Perú que actualmente cuenta un refuerzo interno que permita que la energía pase. «Con esto va para adelante una interconexión centroamericana entre diferentes países que podrían poner en funcionamiento todas sus dificultades comerciales, económicas y políticas con un Perú que ha reforzado sus redes y también con Chile que ingresa está a punto de integrar sus dos sistemas eléctricos. Naranjo manifestó, además, que falta tomar decisiones que lleven a tener una mayor interconexión y que los problemas técnicos que puedan enfrentar los países pueden solucionarse con nueva tecnología. «Se prevé que hacen falta esfuerzos, enlaces fuertes de frecuencias entre los países que integran la región. Entonces, se verifica un la necesidad de acoplar las frecuencias y contar con inercia eléctrica entre Perú y Ecuador». Hay equipo que permite esa unión fuerte. No importa lo que haya se soluciona. La interconexión Colombia- Ecuador, al principio era tan deficitaria que llegó a unos esquemas de mercado donde Ecuador pagaba anticipadamente la energía que iba a consumir.” Asimismo, consideró que la integración es realmente un tema político y que no se debe hablar de una interconexión andina sino de «interconexión latinoamericana». «Este tema debe estar siempre en los escritorios de los presidentes de cada país. La interconexión regional es un beneficio para todos. Aquí se ahorran millones de dólares en el largo plazo para el beneficio de la región. No entiendo la posición de algunas generadoras locales que se oponen a las interconexiones internacionales, cuando tienen la posibilidad de incrementar su mercado lo ven como enemigo de su negocio”, sostuvo el experto colombiano. Aseguró que esta es una posibilidad enorme de tener un mercado robusto y que no se concretará si los países no son capaces de tener liderazgo. «El solo hecho de tener energía nos brinda motivos para ser más productivos». Mientras que el ingeniero, Rodrigo Quintanilla, director nacional de Control de la Transmisión y Operación de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad de Ecuador (ARCONEL) manifestó que se debe trabajar con la intensión de realizar proyectos con reformas adecuadas que permitan

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una relación más fuerte. Entonces, el interés de cada país será colocar los excedentes que tengamos para poder vender a los países. «La relación con Colombia es mucho más antigua y tenemos un enlace mucho mejor, desde el noventa en las zonas fronterizas ya teníamos electrificación ahí, con Elmelnorte de Ecuador y Cidenar de Colombia.” Cabe resaltar que Ecuador viene apostando apostado al cambio de su matriz eléctrica y productiva pretendiendo a futuro tener un 90% de energía renovable y solo un 10% de la energía térmica.

«Tenemos actualmente 8000 MW instalados con Colombia y tenemos el 80% del tema de interconexión y casi el 18% con Perú. El mercado es pequeño en relación a otros países de la región. Es una perspectiva de cambio de la matriz productiva. Todos los proceso productivos están relacionados a la necesidad de energía eléctrica en Ecuador, la idea es que todos los programas que se han emprendido están apostando a eso», finalizó.

De izq. a der: Dr. Humberto Zúñiga Schroder, presidente del Tribunal de Fiscalización Ambiental de la OEFA; Dr. Patrick Wieland, jefe del SENACE; Dra. Ada Alegre Chang, directora de Ada Alegre Consultores y el Sr. Renato Baluarte Pizarro, director general de la DGAAE - MINEM.

Aspectos ambientales en el sector eléctrico peruano Además de los aspectos técnicos en ingeniería, el sector eléctrico también no debe estar exento de planificar la disminución o verificar el nulo impacto de daños al ambiente durante las diferentes etapas en un determinado proyecto eléctrico. En este interesante panel se vertieron las opiniones de distintos actores en regulación y fiscalización ambiental quienes expusieron sus planes, procesos e inquietudes en relación a las actividades de la energía.

ecientemente se publicó el Proyecto de Reglamento Ambiental Eléctrico, que tomará en cuenta la realidad actual del sector eléctrico en relación a los planteamientos que afrontan los proyectos al obtener medidas ambientales que debe seguir un proyecto eléctrico. En ese sentido, el Sr. Renato Baluarte, director general de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas, sostuvo que se mantiene a la espera que el reglamento ambiental eléctrico impulse a los agentes comprometidos con el sector a fin de diversas opiniones y colaboración en materia de fortalecer el reglamento. «Uno de los aspectos de este reglamento ambiental eléctrico justamente va a generar la predictibilidad a los titulares de las actividades eléctricas respecto a los proyectos que quieren desarrollar. Por primera vez se han clasificado

todas las actividades eléctricas para tener en cuenta el tipo de categoría a la que deben ser presentadas en un estudio ambiental», indicó el director de la DGAAE. Agregó que este procedimiento es importante porque todos los proyectos desarrollan un análisis ambiental preliminar y ello genera cierta incertidumbre con respecto a la realización en la evaluación y subjetividad que puede tener la misma. Baluarte sostuvo, también, que mediante este nuevo reglamento se clasificaran los proyectos de manera adecuada y ayudarán a los titulares a dirigir de manera correcta su estudio con relación a los impactos ambientales. Asimismo, comentó que también se abrió un espacio para los inversionistas que consideren que su proyecto no está en la clasificación adecuada y presenten una evaluación Electricidad

Expoenergía ambiental preliminar que permita clasificar sus proyectos en función a las características preliminares. «Se introducirá una disposición complementaria a la posibilidad que se actualicen los instrumentos (estudios ambientales) de otras épocas donde se trataba de regularizar las actividades eléctricas con exigencias menores», analizó Baluarte. «Queremos que los funcionarios puedan implementar la norma con objetividad y genere un espacio donde no se vea de forma confrontacional las obligaciones ambientales», finalizó el representante del Ministerio de Energía y Minas. Por su parte, Patrick Wieland, jefe del Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles (SENACE), precisó que esta entidad está comprometida en impulsar inversiones sostenibles garantizando a los inversionistas reglas de juego claras. Wieland mencionó que una de las funciones más importante que tiene a su cargo el SENACE es la evaluación de impacto ambiental y de los informes técnicos sustentatorios (ITS) la cual le fue transferida por el Ministerio de Energía y Minas. «Además tenemos la función de clasificar los estudios en caso no haya certeza que categoría e instrumento ambiental le corresponde a cada proyecto», dijo. Expresó, además que el SENACE cuenta con un presupuesto de S/.24 millones para este año, recursos suficiente para cumplir con las tareas que demanda la actividad ambiental. Este año la institución ambiental espera recibir 54 expedientes de Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y alrededor de 100 ITS, como también la transferencia de funciones del sector transporte. Asimismo, esta institución viene haciendo uso de una plataforma digital con la finalidad que los inversionistas de los proyectos puedan presentar los procedimientos de certificación ambiental. «Nuestro objetivo es asegurar la predictibilidad, vamos a lanzar un Manual Eléctrico que establezcan la reglas correspondiente a los expedientes que ingresaran

al SENACE. Creemos que es fundamental que exista un equipo de evaluadores a cargo de la certificación ambiental que este bien articulado para evitar la duplicidad de las observaciones», manifestó el jefe del SENACE. Mientras que, Humberto Zúñiga Schroder, presidente del Tribunal de Fiscalización Ambiental del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental, manifestó que en 2013 se brindó un nuevo enfoque a la fiscalización ambiental que cosiste en garantizar el equilibrio en derechos fundamentales para sacar adelante las actividades económicas de estatales y privados, y por otro lado, el derecho de los ciudadanos de tener un ambiente conservado. Zúñiga manifestó que la OEFA garantiza la predictibilidad a través de Plan Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental (PLANEFA) que es emitido a fínales de cada año, en el cual se encuentran un poco recogido la supervisiones que se encuentran planificadas. «Otra característica de la predictibilidad de este organismo es que el 97% fue confirmado por el Poder Judicial por lo que se garantiza la seguridad jurídica». «En relación a la gestión de los expedientes que llegaron dentro a la OEFA en noviembre y diciembre del 2014, fue configurado el Tribunal de Fiscalización a efecto de que este cuente con tres salas especializadas: en minería, hidrocarburos y electricidad, así como otra relacionada con pesquería y productos de manufactura. También contamos con vocales a tiempo completo lo cual brinda un mayor nivel de especialización», aclaró Zúñiga. Por último, el ejecutivo mencionó que la OEFA se encuentra focalizada en la imposición de medidas preventivas y correctivas, lo que puede ser cristalizada en la capacitación de los empleados de alguna empresa. «Nosotros también cumplimos la función de asesoramiento y fiscalización ambiental para que los procedimientos se ejerzan con transparencia y dentro del marco legal», precisó.

44 Electricidad

Dr. Roberto Santiváñez, Socio de Santiváñez Abogados: Ing. Juan Manuel López, gerente comercial de Statkraft Perú; Dra. María Teresa Quiñones, socia del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano; Ing. Jaime Guerra, director ejecutivo del COES SINAC y el Dr. Rolando Salvatierra, socio del Estudio Muñíz, Ramírez, Pérez -Taiman & Olaya - Abogados.

Tópico en mesa: mercado a corto plazo de electricidad El mercado eléctrico de corto plazo será uno de los tópicos de discusión más tocados en el sector eléctrico nacional. A pesar rde haber sido creado en 2006, aun no se ha implementado en la industria. Pero, ¿cuáles son las ventajas y desventajas del mercado de corto plazo en el sector eléctrico peruano? Por esta razón, los más importantes abogados e ingenieros en la materia se reunieron para debatir sobre este tema.

nicio la sesión el Dr. Roberto Santiváñez, socio de Santiváñez Abogados, quien explicó que el mercado de corto plazo es una manera de denominar al mercado spot. Indicó que se define por diferenciación al mercado de contratos y se valida por contar con diseños de mercado y regulación, donde el despacho económico no realiza por contratos sino por otro criterio (mediante subastas, costos variables, costos auditados o costos declarados) siempre habrá una necesidad de liquidar el despacho económico frente a las necesidades comerciales y de contratos. «La electricidad es la única industria donde la producción y el consumo se producen en tiempo real y sincronización, no hay inventarios ni existencias de electricidad», sostuvo Santiváñez.

Agregó que cuando se denomina mercado spot, se refiere a un mercado de intercambios instantáneos de electricidad. «Los diseños de distintas reformas siempre tuvieron necesidad de articular un mecanismo para conciliar un contrato, con los despachos económicos. En muchas construcciones conceptuales de diseños de mercados eléctricos, el ideal de un mercado mayorista, una dicotomía donde coexistente un mercado forward y un mercado spot, con contratos que pueden tener la duración que se necesite porque ya están montados sobre un mercado de intercambio instantáneo», manifestó el socio de Santiváñez Abogados. En el Perú, con la ley de concesiones eléctricas se establece una regla de despacho económico en función de costos variables de operación. El letrado insistió que un Electricidad

mercado de contratación que desdoblaba en mercado libre y regulado. Y es que hubo una necesidad de tener procedimientos para conciliar el despacho económico con los contratos y obligaciones comerciales. «El mercado spot peruano es un mercado de liquidación, intercambios entre generadores, solo ellos tienen contratos en el mercado mayorista». Por su parte el Ing. Jaime Guerra, director ejecutivo del COES SINAC, expresó que el panorama actual de la electricidad no es favorable para realizar cambios. «El riesgo es inevitable porque se sostiene un reglamento de mercado de corto plazo vigente, que regula la ley 28832, y alcanzamos un momento complicado. Por un lado, no es oportuno porque el mercado tiene una sobreoferta, pero por otro lado habrá que dar una solución al tema normativo general» aclaró. Manifestó que se debe tomar en consideración rescatar los consejos del Libro Blanco de Electricidad sobre lo mencionado del mercado de corto plazo. «Cuando se formuló la primera versión en 2011, salió una versión limitada a algún consejo que era implantar mecanismo de respuesta de la demanda a los precios. La idea es que la demanda participe en el mercado de corto plazo de tal forma que pueda adquirir al precio spot. Un usuario tendría la posibilidad de comprar vía contratos los recursos eléctricos», sentenció Guerra. Mientras que el Dr. Rolando Salvatierra, socio del Estudio Muñiz, Ramirez, Pérez-Taíman & Olaya Abogados, precisó que desde hace 20 años cuando se habló de liberar el mercado eléctrico la idea fue de desregulación, es decir, crear mayor competencia en el sector. Por ello se crearon dos mercados: clientes libres y clientes regulados, y con ello el mercado spot. «Con el tiempo estos mercados han sufrido distorsiones y en lugar de llegar a una desregulación —que era el objetivo— estamos cada llegando a un estado de regulación, esta se puede denominar como regulación indirecta porque de alguna manera se realiza a través de contratos», indicó el socio del Estudio Muñiz.

Por otro lado, el ing. Juan Manuel López, gerente comercial de Statkraft Perú aseveró que en el mercado de corto plazo participan todos los generadores, liquidando lo que se produce. Asumió que el costo marginal se fija como se cruza la oferta con la demanda, los precios se establece cada 15 minutos y son variables. Agregó que otro aspecto importante es que los costos marginales con el que transan los generadores se definen como referencia a los precios de los contratos. Los generadores hacen proyecciones de como van hacer los precios spot en este mercado, en cuestión de estas expectativas se define cual será el precio del contrato. «Dos características importantes, el corto plazo liquida las diferencias lo que producen y lo que pueden adquirir los generadores. Para el largo plazo, este precio spot define las señales económicas para nuevas inversiones. Esta es la forma como se desarrolla un sistema en condiciones sin intervención», aclaró el letrado Resaltó que en un mercado donde no hay intervención el precio se forma por interacción libre de oferta y demanda. «Los generadores toman el riesgo de construir nueva infraestructura —si hay sobreoferta, mala suerte para los generadores, deberán asumir los precios— pero no es la situación que afrontamos en este momento», mencionó el ejecutivo de Statkraft.

Para la Dra. María Teresa Quiñones, el Mercado de Corto Plazo es conveniente: Para los generadores, porque les permite vender el excedente de su producción, con consumido por sus clientes, así como adquirir la potencia y energía faltante para atender sus contratos. Además, para los distribuidores y clientes libres (compradores) porque permitirá mitigar el riesgo de descalces entre lo contratado a largo plazo (demanda proyectada) y sus necesidades reales, así como aprovechar las señales de precios, reduciendo el poder de mercado de generación. Mientras que para el interés público, fomenta la competencia, otorga liquidez y transparencia al mercado, promoviendo la eficiencia al crear incentivos para que la demanda se adecúe y responda a las situaciones de escasez o abundancia del recurso.

46 Electricidad

participantes 1

Expoenergía 1.Werner Lacher, director de ventas de VOITH Hydro Brasil; Anibal Tomecich y Cesar Horqque, San Gaban S.A.

2.Eduardo Antúnez de Mayolo, director de Planificación del COES SINAC, el Ing. Jaime Guerra Montes de Oca, director ejecutivo del COES SINAC; Carlos Ariel Naranjo, director ejecutivo del CIDET y César Butron, presidente del COES SINAC.

3.Patricia Ormeño, especialista de Carelec; Miguel Révolo Acevedo, asesor de Osinergmin, Alfredo Dammert, catedrático de la PUCP y Enrique Rodriguez-Flórez, especialista del BID.

4.Guillermo Alarcón, gerente de ventas Regional de General Electric; Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING y Alfonzo de Sas, consultor en energía.

5.Artur Sánchez, gerente de Hogas SAC; Giovanni Krebs, director comercial del Grupo Alava Ingenieros y Rafael Benevides, gerente comercial de Infraestructuras en San Martin Contratistas.

Electricidad

participantes

Expoenergía

6.Sergio Portilla, gerente general de Auster Energía, José Torres Lam, director de Doble T Eventos Corporativos, Juan Coronado, director de Auster Energia; Jaime Mendoza, gerente de Transmisión y Generación de Osinergmin; Alfredo Dammert, catedrático en maestría de Regulación en la PUCP y Ricardo Vásquez, consultor en energía.

7.David Matuk, gerente general en Ferrenergy; Luis Garrido, representante de STE Energy; José Estela, gerente general de Samy Energy Consulting; Jaime Guerra, director ejecutivo del COES SINAC; José Barbe Flucker, representante de Geppert y Luis Bedoya, gerente general de Egecusco.

8.Leonidas Zavala, CEO de la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste (SEAL); y Luc Thibault, director de Dessau SYZ.

9.José Torres Lam, director de Doble T Eventos Corporativos; Juan Miguel Cayo, gerente general de Fenix Power Perú y Cesar Gutierrez, director de Utilities Perú.

48 Electricidad

10.Alfredo Darmmert, catedrático en maestría de Regulación en la PUCP; Tatiana Alegre, gerente general de Termochilca; Mario Gonzales, gerente de desarrollo de Luz del Sur; Luis Bedoya, gerente general de Egecusco y Edwin Quintanilla, asesor de Osinergmin.

stands

Expoenergía

Indar Electric

Weg

Andritz Hydro

Ansaldo Energía S.p.A

ATB Riva Calzoni

Cidet

Global Hydro Energy

Hydro Power Plant Electricidad

stands

ExpoenergĂa

Superlit

Ergon Power

Gretek - Cink Hydro Energy

Vaptech

Gamesa Electric

Cabelte

Geppert Hydropower

BFL

Hobas 50 Electricidad

Transformer Protector

stands

ExpoenergĂa

Electrowerke

Centelsa

Pavco

Cemprotec

Lombardi

Osinergmin

BSD

Comet

S.T.E. Energy

Norconsult Electricidad

stands

ExpoenergĂa

Gugler

Mavel

Zeco

Rhona

Techno Hydro

Tecsur

Tes Vsetin

T&D Electric

Voith 52 Electricidad

Otek

Opinión

Escrito por el Ing. César Gutierrez Peña, director de Utilities Perú

Tarifa eléctrica industrial peruana es competitiva regionalmente

uego de la arremetida de los funcionarios del Banco Central de Reserva (BCR) contra el regulador de las tarifas de energía, Osinergmin, por la dolarización en los precios de la electricidad, donde quedó claro que la motivación no era otra que el descontrol del ente emisor en las metas inflacionarias; han continuado los dirigentes del sector industrial que han afirmado altisonantemente que los costos de la electricidad para ellos son los más altos de la región, lo cual no es correcto y vale la pena hacer un análisis con información oficial de los organismos reguladores de diversos países de la región.

Las reglas para comparar

Para efectuar comparación internacional en aras de la rigurosidad hay que partir de dos premisas: se debe que utilizar el precio unitario monómico expresado en dólares por unidad de energía consumida y se debe referir a un consumo mensual típico. Se llama precio monómico al costo total mensual del servicio de electricidad sin incluir impuestos, expresado en dólares, dividido entre la cantidad total de energía consumida en el mes. El consumo típico mensual es el consumo medio del sector industrial, cuyas demandas hay que identificarlas a doble horario: punta (horas de máximo consumo) y fuera de punta (horas de menor consumo). Definidas las reglas, en el caso peruano la demanda típica industrial corresponde a un consumidor con potencia consumida en fuera horas punta de 921 Kilovatios, y una energía mensual de 500, 000 Kilovatioshora, de los cuales el 18% se consumen en el horario de mayor requerimiento de electricidad del sistema (18-23 horas).

Precios peruanos y su posicionamiento en la región

Aplicando este consumo típico a los precios unitarios de cada uno de los conceptos, se obtiene que en el Perú al cierre del 2015, los industriales asumieran un costo de 77.50 US $/MWH, valor que debe ser comparado con los distintos países latinoamericanos. Empecemos con los de la Alianza del Pacífico, que vienen a ser nuestros mejores aliados comerciales, a la vez que tienen políticas económicas similares. Nuestro precio es mayor que el de México en 13%, pero 28% más barato que Chile y Colombia. En este ámbito nuestros industriales están posicionados muy competitivamente. El precio de electricidad industrial peruano es menor que el de: Brasil en 3%, Ecuador en 19%, Uruguay en 23% y Bolivia en 33%. En este grupo de países nuestros industriales también tienen un costo competitivo. Si efectuamos la comparación con tres países que tienen serias distorsiones regulatoria, se observa que: Venezuela que tiene precio 92% más barato,

Argentina donde es 79% menor y Paraguay que tiene precios 58% menores. Obviamente esta evaluación no es pertinente.

La visión de largo plazo

Pero no solo los valores al cierre de un período son las únicas variables a utilizar para ver nuestra ubicación regional, sino que es indispensable conocer lo que se viene en el mediano y largo plazo. Para ello hay dos elementos a considerar: el rol del regulador y la perspectiva de los inversionistas. Si el regulador tiene mucha discrecionalidad, hay un peligro de subvaluación que más temprano que tarde tendrá desembalses traumáticos. Por el lado de la inversión, si los agentes económicos no tienen confianza en el sistema sencillamente participan muy restringidamente, produciéndose un cuello de botella en la capacidad de atención al cliente y en tener competencia muy escasa. En el Perú el sistema de formación de precios es muy bueno, hoy a nivel de generación son consecuencia de la competencia entre empresas que participan en licitaciones donde la atención de la demanda se les asigna a aquellos que ofrecen los precios más bajos para contratos de suministro de 10 años por lo menos. El 87% del precio se forma en estas condiciones y el 13% es consecuencia de la regulación del Osinergmin, que lo hace solo para aquellos casos muy puntuales donde hay acuerdos contractuales bilaterales entre comprador y vendedor o que por alguna causa de naturaleza administrativa no se ha podido realizar oportunamente las licitaciones. Es importante recalcar que el precio regulado es menor al de licitaciones en 46%; lo cual representa un desincentivo a no participar en los procesos de competencia. Por el lado de los agentes económicos hoy en el área de generación hay siete empresas de talla internacional en competencia, dentro de las cuales tenemos a: la francesa GDF Suez, la italiana Enel, la israelí Inkia, las americana Duke Energy y Sempra, la chilena Colbún y la noruega Starkraft. Que no son los únicos, pues hay cerca de 15 empresas, pero son las que mayor capacidad de generación instalada tienen en el Perú. Esto significa que hay competencia con empresas importantes, lo cual da señal de precio bajo en el mediano plazo. En cuanto a la transmisión y la distribución que tienen tarifas reguladas por ser monopolios naturales en su ámbito geográfico, las reglas que toman en cuenta un modelo de empresa eficiente y una tasa descuento de los proyectos de 12% anual en dólares, resulta atractiva y los precios al consumidor final son razonables. El sistema es materia de perfeccionamiento que es necesario trabajarlo en el corto plazo, pero los lineamientos generales son buenos y sólidos, que nos permiten tener perspectivas futuras más promisorias aún. Electricidad

Opinión

Escrito por el Dr. Ing. Alberto Ríos Villacorta, consultor en Energía

La ecuación transporte - energía

a dependencia del petróleo en el sector transporte es eslabón más débil de la economía peruana. Según el informe “Balance Nacional de Energía 2014”, el 85% del consumo de derivados de petróleo en el Perú se destina al transporte terrestre, aéreo y marítimo, de personas y mercancías, figura 1. No existe sustituto del petróleo en el transporte en un horizonte de corto plazo. Por tanto, es imprescindible plantear los lineamientos generales de una estrategia a largo plazo de despetrolización del transporte en el Perú, en contraposición a una visión actual equivalente a un suicido energético a largo plazo y que pone en peligro la estabilidad social y económica de las futuras generaciones. (TJ) 350 000

Electricidad

300 000

Gasolina Motor

250 000

Turbo

200 000

Diesel oil / Diesel B5

150 000

Pet. Industrial

100 000

Gas Natural

180,000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GLP

160,000

Figura 1: Evolución del consumo de hidrocarburos y biocombustibles en el sector transporte entre 1990-2014, MINEM

En cuanto a la producción nacional de petróleo, PerúPetro en su portal web publica mensualmente la producción promedio de petróleo crudo. A finales de diciembre del año 2015, el promedio diario de producción en el Perú fue de 58 MBD, figura 2. Nunca en la historia del país se produjo una reducción anual tan significativa de la producción, más de 11 mil barriles diarios. Un sencillo análisis de la evolución de la producción nacional, en los últimos años, permite deducir que el país nunca podrá satisfacer la creciente demanda nacional de derivados de petróleo. Por tanto, resulta inexorable e imperativo para el próximo gobierno abordar un proceso de transformación del ineficiente modelo actual de transporte de personas y mercancías. La dependencia del Perú de los precios internacionales del petróleo es tan grave, que en el año 2009, con altos precios del barril de petróleo, el crecimiento económico del país, expresado en términos de PBI, ni siquiera alcanzó el 1%. 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0

Noroeste Zócalo Selva TOTAL

140,000 120,000 Pronóstico 100,000 80,000 60,000

Histórico

40,000 20,000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 20072008 2009 20102011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Figura 3: Evolución prevista de la producción nacional de petróleo según el MINEM en MBD.

60.0

Miles de Barriles por Día (MBPD)

El fundamentalismo petrolero nacional no entiende que el pico del petróleo en el Perú ocurrió en los años 80 y que el yacimiento mas productivo, descubierto en los años de la dictadura militar, apenas superó los 100 MBD. Esperanzados en encontrar nuevos yacimientos se destruye de forma irresponsable un recurso natural tan valioso y frágil como la biodiversidad de la selva peruana.

Gasohol

50 000 0

Las previsiones de evolución de la producción nacional de crudo no son muy halagüeñas. Así, en las previsiones realizadas en el Plan Energético Nacional 2014-2025, se presenta un paulatino crecimiento de la producción nacional hasta los 160 MBD, en los 2025, figura 3, que no coincide con la evolución de producción real de los últimos diez años, figura 2. En cualquier caso, la producción nacional no alcanzará a cubrir, por más exploraciones que se realicen en la selva y por más fallidas licitaciones de lotes off-shore, el acelerado crecimiento de la demanda de derivados de petróleo prevista para los próximos años que, según las previsiones del MINEM superará los 250 MBD en el año 2018-2019.

2005 19.4 10.7 45.3 75.5

2006 20.0 12.0 45.5 77.5

2007 21.0 12.0 44.2 77.1

2008 25.0 13.0 38.4 76.4

2009 26.7 13.9 30.5 71.0

2010 26.1 15.7 30.9 72.7

2011 26.9 14.6 28.1 69.5

2012 26.1 15.1 25.5 66.7

2013 25.0 12.9 25.0 62.9

2014 25.0 15.7 28.7 69.3

2015 22.2 13.5 22.3 58.0

Figura 2: Promedio anual de la producción diaria de crudo entre el año 2005-2015, PeruPetro.

El Perú no es un país productor de petróleo. La máxima producción se alcanzó en los años 80 y apenas se superaron los 200 MBD. A pesar de las predicciones y previsiones del Ministerio de Energía y Minas y de PerúPetro y de sus respetables deseos de transformar al Perú en un país exportador de petróleo, año a año, se comprueba que se incrementa la dependencia externa de crudo asociada a la brecha existente entre producción y demanda nacional.

En un futuro cercano, la situación puede ser realmente angustiosa y condicionar seriamente las actividades económicas del país a una excesiva dependencia de la volatilidad del precio de los derivados del petróleo. Mientras la producción nacional de crudo se reduce inexorablemente, la demanda nacional de derivados de petróleo se incrementa a un ritmo realmente preocupante. La situación no es novedosa. La producción nacional de crudo convencional en el Perú se reduce gradualmente desde el año 1980. 32 años de reducción continua de la producción de petróleo en el Perú no convence a los organismos nacionales de política energética a iniciar un proceso serio y planificado de transición hacia un modelo energético desacoplado del petróleo. Las predicciones del MINEM y PerúPetro, en relación a la producción de crudo nacional, están excesivamente alejadas de la realidad. Así, según el MINEM se preveía una producción diaria de 100 MBD en el 2010, figura 3, pero las estadísticas indican que en ese año no se superó los 74 MBD. Asimismo, como ya se indicó anteriormente, en el año 2015, la producción promedio diaria no superó los 58 MBD. El 16 de abril del 2016,la producción nacional apenas superó lo 35 mil barriles diarios. Un fracaso absoluto. Lamentablemente, la cruda realidad hace añicos todas predicciones del MINEM y PerúPetro y devuelve a las autoridades estatales a una sombría realidad, la incesante reducción de producción nacional y el incremento de las importaciones de crudo y derivados. La triste realidad del petróleo en el Perú exige un cambio radical de la estrategia nacional petrolera. La única solución viable para reducir la dependencia del petróleo en el sector transporte es iniciar un proceso acelerado de electrificación del transporte de mercancías y de personas, conjuntamente con un política de desmotivación del uso del transporte privado (aumento de impuestos por importaciones, incremento del precio de aparcamiento en las calles, cierre de acceso a centros históricos, playas de estacionamiento disuasivos en las afueras de la ciudad, aumento de los impuestos por emisiones y por ocupar espacio de las calles). La creación de un sistema de movilidad sostenible que priorice al peatón, al ciclista y al transporte eléctrico masivo es la única solución seria y sostenible para la elevada dependencia del petróleo en el transporte en el Perú. En relación a la sustitución de los derivados de petróleo, asociado a un proceso de reordenamiento del transporte en las ciudades y de mercancías entre ciudades se proponen las siguientes medidas: • Reducir la dependencia del petróleo en el sector transporte con la elaboración e implementación de un plan de electrificación del transporte de mercancías y de personas, acompañada con una política de desmotivación del uso del transporte privado (incremento del precio de aparcamiento en las calles, cierre de acceso a centros históricos, playas de estacionamiento disuasivos en las afueras de la ciudad, aumento de los impuestos por emisiones y por ocupar espacio de las calles) e incentivo al uso de sistemas sostenibles de transporte. • Establecimiento de una política de inversión en infraestructuras que minimice el crecimiento de la movilidad motorizada privada (transformación sistemática y planificada de la vía pública, reducción/congelación de la construcción de nuevas infraestructuras viales, incremento del espacio público para ciudadanos, áreas libres de tráfico, reducción de la presión automovilística, prioridad y protección de zonas de desplazamiento no motorizado), que incentive el uso de modos de transporte eficiente y menor impacto medioambiental (urbanismo sostenible,

desplazamientos a pie, en bicicleta o transporte público) y que fomente el empleo racional del coche convencional (uso compartido o empleo sólo en largas distancias). • Establecimiento de un conjunto de impuestos al uso del coche privado en función de los kilómetros recorridos y que incluya los costes medio ambientales derivados de la contaminación atmosférica, la ocupación de espacio público y el ruido y los efectos sobre la salud pública. • Modernización, reestructuración y reordenamiento territorial del transporte urbano público (ordenación y planificación del transporte público de propiedad privada y municipal, reemplazo de autobuses convencionales por autobuses a biocombustibles o eléctricos, creación de redes de tranvías públicos y líneas de ferrocarriles para atender al servicio de transporte interurbano y de largos recorridos, etc.). • Elaboración e implementación de planes de movilidad y transporte sostenible en centros laborales y centros educativos. • Campañas de sensibilización para el empleo masivo de movilidad sostenible y transporte eficiente. • Establecimiento de un entorno normativo que fomente incentivos fiscales a la compra de automóviles limpios y eficientes (coches a etanol o a biodiesel de tercera generación, coches híbridos, coches eléctricos u otras tecnologías). • Fomentar el empleo de biocombustibles en el transporte público y privado tanto en el transporte terrestre, aéreo como marítimo (con ayuda de fondos públicos de investigación asociado a biocombustibles y nuevas tecnologías de sistemas de transporte – híbridos, eléctricos, hidrógeno). • Sustitución de coches oficiales por flotillas de transporte eficiente (biocombustibles, eléctricos, hidrógeno) • Creación de autovías del mar para el transporte de personas y mercancías entre los puertos de la costa del océano pacífico. La producción de crudo convencional en el Perú se reduce, inexorable e irreversiblemente año a año, mientras la demanda se incrementa incesante por un modelo energético insostenible. En un horizonte futuro de elevada volatilidad de precios, debido a las tensiones geopolíticas en las principales zonas de producción y al declive de la producción de los denominados super yacimientos, el Perú debe elaborar con carácter de emergencia un plan de desacoplamiento del consumo del petróleo en el sector transporte. La electrificación del transporte en el Perú es un asunto de prioridad nacional que deberá replantear la tan actual discusión de la exportación de energía eléctrica a países vecinos. Mientras no se electrifique el sistema de transporte nacional no se debería permitir iniciar un proceso de exportación del exceso de energía eléctrica existente, puesto que existe una importante carga eléctrica nacional: la electrificación del transporte de personas y mercancías en el Perú. En el mundo, los modelos energéticos de diferentes países industrializados experimentan un singular proceso de transformación y el Perú no debe ser ajeno a ese proceso internacional, puesto que está en juego la sostenibilidad económica del país y de sus futuras generaciones. Electricidad

Opinión

Escrito por el Sr. Santiago Gazzo, analista de Estudios Económicos de Apoyo Consultoría

Subsidios para «energías limpias» ya no serían necesarios en los próximos proyectos eléctricos

de los de la primera subasta (en el 2010). En el caso de los proyectos eólicos, los precios ganadores fueron la mitad de los ofertados en las anteriores subastas.

mediados de febrero, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) realizó una exitosa cuarta subasta de adjudicación de proyectos de generación eléctrica a base de recursos energéticos renovables, como fuentes solares o eólicas (conocidas como RER). Se adjudicaron 13 proyectos (de más de 100 proyectos presentados) que requerirán una inversión conjunta de alrededor de US$600 millones e incorporarán cerca de 430 MW adicionales (equivalentes casi al 5% de la potencia instalada del sistema nacional actual) en los siguientes años. Esta subasta (1) adjudicó una capacidad conjunta mayor a la de cualquiera de las otras subastas; (2) a precios muy competitivos que requerirán un subsidio mucho menor del Estado; y (3) logró la participación de algunos grandes operadores globales como Enel (aportará la mitad de la nueva potencia comprometida) y Engie, que no habían participado en anteriores subastas.

La masiva participación de empresas en esta cuarta subasta puede entenderse en el contexto de un esquema que aún ofrece incentivos o “subsidios” (ingresos mínimos) mientras simultáneamente se producen cambios tecnológicos disruptivos en las industrias de energía solar y eólica. En los últimos cinco años, los costos de producción en estas industrias se han reducido inclusive en más de 50%, lo que ha generado un crecimiento importante de proyectos RER en diversos países del mundo, como por ejemplo, en Chile. El actual exceso de oferta de 40% en generación eléctrica (margen de reserva) en el mercado peruano –que esta última subasta RER contribuirá a ampliar–, así como los precios sumamente competitivos ofertados (comparables con aquellos ofrecidos por centrales hidroeléctricas de gran escala hace algunos años) permiten anticipar que probablemente ya no será necesario en el futuro otorgar subsidios (ingresos mínimos) para la promoción de “energías limpias” en un contexto de cambios tecnológicos disruptivos para esta industria. Esto reduciría, en parte, las presiones para incrementos en las tarifas eléctricas sobre empresas y hogares. La mala noticia, sin embargo, es que estamos perdiendo la oportunidad de aprovechar el déficit energético del norte chileno debido a nuestras indecisiones para avanzar en la interconexión eléctrica con dicho país.

La promoción de la inversión en centrales RER se estableció en el marco de una política de Estado para que, en una primera etapa, las “energías limpias” representen hasta el 5% de nuestra matriz de generación eléctrica. El Estado garantiza un ingreso mínimo a las empresas ganadoras en función al precio de la electricidad ofertado en las subastas, el cual es financiado mediante incrementos en las tarifas eléctricas a los usuarios. En esta cuarta subasta, los precios ofertados por las empresas ganadoras en el segmento de centrales solares fueron equivalentes a la mitad de aquellos ofertados en la segunda subasta (en el 2011) y apenas la quinta parte

PRECIO DE VENTA DE ELECTRICIDAD OFERTADO PARA CENTRALES RER SEGÚN SUBASTA 1/ (US$ por MWh)

250

222

200 150

120

100

81 46

50 0

Energía solar Primera subasta (2010)

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89 38

1/Precios ponderados por capacidad de las centrales. No se subsataron centrales solares y eólicas en la tercera subasta RER (2013)

Energía eólica Segunda subasta (2011)

Cuarta subasta (2016)

Fuente: Osinergmin, APOYO Consultoría

Opinión

Colaboración de EDC (Equipo Técnico de Manila y Perú)

Energías renovables para salvar el planeta

l calor se siente más fuerte y no nos gusta. La mala noticia es que la Tierra se seguirá calentando si no hacemos algo para mitigarlo. De acuerdo a más de 1300 científicos del Grupo Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés), habrá un incremento de la temperatura entre 1.4 y 6 grados Celsius en el próximo siglo. Este fenómeno es causado por las altas concentraciones de gases de efecto invernadero (GEI), principalmente, de CO2. Las investigaciones del IPCC han confirmado que el consumo de combustibles de origen fósil representa la mayor parte de las emisiones mundiales de GEI. Gran porcentaje de este consumo se debe a la generación de energía eléctrica para satisfacer nuestras actividades industriales, productivas y domésticas. Actualmente, el 80% del suministro de energía a nivel mundial se abastece con petróleo, carbón y gas. Por lo tanto, si queremos mitigar el calentamiento global, es imprescindible realizar un cambio en la matriz energética.

La solución renovable

Hay diversas opciones para disminuir las emisiones de GEI del sector energético sin dejar de cubrir la demanda mundial de electricidad. Entre ellas figuran la eficiencia energética, el almacenamiento de dióxido de carbono, y por supuesto, el uso de energías renovables, como la solar, la eólica, la biomasa, la oceánica y la geotérmica. Además de su potencial para mitigar el cambio climático, las energías renovables pueden aportar otros beneficios. Si se utilizan de forma adecuada, pueden contribuir al desarrollo social y económico, favorecer el acceso a la energía y reducir los efectos negativos sobre el medio ambiente y la salud. Actualmente muchos países viven una transición hacia las energías renovables. El último reporte de la Agencia Internacional de Energía Renovable indica que la capacidad de generación renovable aumentó en 152 gigavatios (GW) u 8.3% durante el 2015, la tasa de crecimiento anual más alta registrada. Este incremento significó un récord de US$286 000 millones invertidos en energías renovables durante el año pasado. Esta creciente utilización es el resultado de políticas gubernamentales para promover el desarrollo de las

energías renovables, el progresivo abaratamiento de las tecnologías y el aumento de la demanda de energía. Desde el 2008, nuestro país participa oficialmente de esta tendencia mundial al publicarse la Ley de Promoción de Generación Eléctrica con Recursos Renovables (RER), en donde se establece como una necesidad pública el desarrollo de nueva generación eléctrica mediante el uso de recursos energéticos renovables y se coloca como meta alcanzar «hasta un 5%» de la electricidad del país mediante el uso de la energía renovable. Esto ha dado paso al nacimiento de una nueva “industria verde” en el país, que nos permita seguir creciendo al tiempo que se reducen las emisiones de GEI. En el 2014, OSINERGMIN informó que la generación eléctrica en el Perú a través de RER había permitido una mitigación equivalente a 2.1 millones de toneladas (TN) de dióxido de carbono (CO2). Asimismo, la cuarta subasta RER realizada en nuestro país ha permitido romper uno de los mitos más fuertes atribuidos a las energías renovables: su alto costo. El viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes, resaltó que si se compara está última subasta con la primera o la segunda, la reducción ha sido significativa. En la subasta RER del 16 de febrero último, el precio promedio adjudicado para proyectos eólicos fue de 38 dólares MWh, frente a los 80 dólares MWh, que se registró en la primera subasta. En el caso de los proyectos solares, el último precio adjudicado es de 48 dólares MWh, frente a los 221 dólares MWh de la primera subasta. El mensaje ha sido claro: las energías renovables son competitivas y han llegado para quedarse en el Perú.

Renovables y contribuciones nacionales de la COP

El año pasado, casi 200 jefes de Estado, incluyendo el presidente Ollanta Humala, asistieron a la Conferencia de las Partes (COP 21) de las Naciones Unidas, en París, Francia, para abordar temas relacionados al cambio climático. Todos ellos hicieron un pacto para implementar programas que limiten el aumento de la temperatura mundial por debajo de los 2°C sobre los niveles preindustriales. Uno de los puntos más importantes del Acuerdo de París es la creación de un fondo cercano a los US$100 mil millones anuales para que los países en desarrollo inviertan en mitigación y adaptación al cambio climático, a partir de

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Opinión 2020. Lo que el Acuerdo busca es desligar el crecimiento económico del incremento de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Los países en desarrollo deben seguir su crecimiento económico y social pero desligándolo de la curva de emisiones de GEI. Este compromiso fue ratificado por el Perú el último 22 de abril, a través de la firma del Acuerdo de París en Naciones Unidas, en Nueva York. Esta firma traerá no solo beneficios ambientales, sino también económicos. Las asociaciones de inversores regionales, como IIGCC en Europa, INCR en América del Norte, AIGCC en Asia y IGCC en Australia y Nueva Zelanda, que gestionan activos por valor de más de 24 mil millones de dólares, han declarado que “los países que se unan al Acuerdo de París gozarán de una mayor certidumbre reglamentaria, que ayudará a atraer miles de millones de dólares de inversiones para apoyar la transición hacia una economía baja en carbono”. En este Acuerdo el Perú ha declarado el ambicioso compromiso de reducir el 30% de sus emisiones de gases de efecto invernadero para el año 2030. Para cumplir esta meta, se necesitará implementar cambios sustanciales en la matriz energética, priorizando aún más el uso de energías renovables.

Renovables para la seguridad energética

El Perú es el tercer país más vulnerable ante los efectos del cambio climático, siendo uno de los puntos más críticos, nuestra forma de generar energía. Según el Ministerio de Energía y Minas, el 52% de la energía que consumimos proviene de centrales hidroeléctricas, cuya producción podría verse afectada por la disminución del agua de los ríos y el deshielo de los glaciares ocasionados por el cambio

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climático. Según el Banco Mundial, el 22% de la superficie glaciar en el Perú ha venido desapareciendo tan sólo en los últimos 30 años. Este organismo advierte que si el ritmo se mantiene, se afectará la agricultura y la generación de energía hidroeléctrica en el país. De otro lado, el 44% de la energía que producimos proviene del uso del gas natural, que es un recurso finito, cuyas reservas se agotarán en algún momento. En este escenario, es una prioridad promover la diversificación energética para garantizar electricidad a las presentes y futuras generaciones. De acuerdo al Ministerio de Energía y Minas, se calcula que el potencial solar y eólico de nuestro país supera los 25 000 MW, mientras que el potencial geotérmico está alrededor de los 3000 MW, según el Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica (2012). La ventaja de esta tecnología es que puede proporcionar energía de carga base, que contribuirá con la seguridad energética del país. La energía geotérmica es aquella que proviene del calor del interior de la tierra y no se ve afectada por las condiciones climáticas, como es el caso de otros tipos de energías renovables. Las centrales geotérmicas tienen un factor de planta alrededor del 90%, lo que la convierte en la mejor alternativa para proveer de carga base sostenible al país. Hasta el momento, la energía geotérmica no ha participado de las subastas RER realizadas, pero sus ventajas ambientales y tecnológicas son propicias para afrontar el cambio climático y contribuir con la seguridad energética. La decisión de construir un futuro verde, seguro y sostenible está nuestras manos. El futuro es nuestro, ¿qué decide usted?

Responsabilidad Social

Fénix Power promueve la educación en Chilca y Las Salinas

a empresa Fénix Power en cumplimiento con su labor social viene ejecutando en los distritos de Chilca y la Salina el programa. ”Mejora del desempeño pedagógico y de gestión para el logro de aprendizajes” que busca mejorar el nivel de enseñanza de los profesores y propiciar así un buen rendimiento académico de los estudiantes de estas zonas del Perú. Uno de los primeros colegios beneficiados fue la Institución Educativa Pública (IEP) 20960 Las Salinas donde se dieron capacitaciones a los docentes para que optimicen las metodologías de enseñanza en áreas de comprensión lectora y razonamiento matemático. Estos talleres fueron implementados por el Centro de Servicios para la Capacitación Laboral y el Desarrollo (CAPLAB) y el Instituto Pedagógico Nacional de Monterrico por solicitud de la empresa. La primera fase de esta actividad se realizó de julio a diciembre del 2014, en la que se sensibilizó y evaluó a los docentes. La segunda fue de mayo a diciembre del 2015, con la capacitación en temas de razonamiento matemático y comprensión lectora, así como la supervisión del desempeño de los profesores en las aulas. Para este 2016 se planea implementar la tercera fase que constará del acompañamiento y coaching pedagógico. Con esto se espera elevar las competencias de los docentes con miras a convertir a la IEP 20960 en la primera institución acreditada en calidad educativa del distrito. Asimismo, Fénix Power contribuyó con infraestructura educativa desde el 2012 ,para garantizar una educación de calidad, con diferentes proyectos como la construcción de zonas de recreación, tendido de tuberías e instalación de sistema de agua potable, arreglo de servicios higiénicos, mejora

del sistema eléctrico, así como la señalización de seguridad de la IEP 20960.Esto permite que los estudiantes puedan contar con este recurso en condiciones óptimas y de manera ininterrumpida durante todas las horas que permanecen en el colegio. Adicionalmente, cada año Fénix Power entrega packs escolares con útiles como plumones, colores, tijera, temperas, y otros útiles los alumnos de dicha institución con la finalidad de complementar los materiales educativos y contribuir a que los estudiantes cuenten con todos los implementos necesarios para un buen desempeño académico. Con esto se busca ser un vecino con presencia activa para generar bienestar social. Electricidad

Eventos

Concesiones y APPs - Infraestructura Perú 2016 El Perú le debe en gran parte el estatus de economía emergente a las grandes y modernas construcciones efectuadas por las principales asociaciones públicoprivadas (APPs), celebradas en el sector infraestructura. La cooperación entre el sector público y privado para financiar, construir, renovar, gestionar o mantener una infraestructura o servicio público ha sido fundamental en los últimos tiempos.

l Perú deberá sostener inversión en infraestructura durante los próximos diez años que le permitan crear como país las condiciones necesarias frente a un desarrollo sostenible y de largo plazo. Estas inversiones deberán alcanzan los US$37,760 millones aproximadamente.

Se sabe que es importante contar con infraestructura adecuada para sostener el crecimiento y mejorar la calidad de vida de la población. Por ello, en Perú su importancia es creciente dada la mayor apertura 60 Electricidad

comercial y el sustento económico internacional que exigen un mayor nivel de competitividad y de progreso social, que permita que el Perú se mantenga en condiciones al menos similares con países comparables. Por ahora, el Perú requiere de un compromiso que manifieste nuevas concesiones; así como de avances en el uso del mecanismo de asociaciones público-privadas (APP) durante el corto y mediano plazo. Mucha de la inversión y proyectos en infraestructura están al orden del sector eléctrico peruano. Por esta razón, Doble T Eventos Corporativos realizó la conferencia «Concesiones y APPs - Infraestructura Perú 2016», evento que tuvo el objetivo de analizar y debatir las debilidades y fortalezas en el desarrollo de la infraestructura en el país. Además de fomentar la cooperación entre el sector público y privado para financiar, construir, renovar, gestionar o mantener una infraestructura o servicio público, y mostrar a través de estadísticas y casos cual es la problemática del sector infraestructura, a través de las concesiones y las APPS. En el evento se reunieron ejecutivos de empresas concesionarias, APPs, AFPs, Banca Corporativa y de Inversión, Estructuradores Financieros, Agentes de Bolsa, Estudios de Abogados, Constructoras y Contratistas, Consultoras y Autoridades gubernamentales, quienes interactuaron durante y fuera de la conferencia. Las exposiciones estuvieron a cargo de reconocidos especialistas en distintos campos de la infraestructura. Inició la jornada el Sr. Sergio Bravo Orellana, consultor externo Especialista en Asociaciones Público-Privadas, presentando las perspectivas y análisis de infraestructura en el Perú; el Econ. Pablo Secada, economista Jefe de Instituto Peruano de Economía (IPE) sobre el impacto de la reglamentación del Decreto Legislativo 1224, así como el Sr. Víctor Vargas Espejo, presidente del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN) exhibiendo el tema visión estratégica de la infraestructura nacional. A su vez, se realizaron paneles donde interactuaron el Sr. Miguel Ronceros, socio de Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría y el Ing. Alfredo Dammert, director de la Maestría en Regulación y el director de la Maestría en Gestión y Economía Minera de la Pontificia Universidad Católica del Perú (PUCP) y el Ing. Guido Valdivia, director ejecutivo de la Camara Peruana de la Construcción (CAPECO), en relación a la problemática y aspectos que favorecen al sector infraestructura. También se debatió sobre el desarrollo de proyectos en infraestructura y financiamiento de concesiones y apps, teniendo la exposición de Ing. Lizardo Helfer, gerente general de COSAPI S.A; el Sr. Juan Pablo Noziglia, Head Trader de AFP Integra y la moderación de la doctora Dra. María Teresa Quiñones, Socia del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano.

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Eventos Aquí les presentamos el extracto de algunas de las exposiciones durante la conferencia

Concesiones y APP'S

2016

Infraestructura Conferencia 28 Abril Pablo Secada,

Economista Jefe del Instituto Peruano de Economía (IPE)

Es positivo que el Ministerio de Economía se enfoque en la inversión público privada de la infraestructura, pero aún queda pendiente que el ministro, del Estado que ha sido poco ambiciosa. La sociedad demanda a los gestores que se haga más proyectos de infraestructura. El MEF tiene gente en todos los gobiernos locales y regionales que han evaluado los proyectos de inversión pública, pero no se la brindan a los funcionarios de las regiones. «Todavía no hay un fondo de inversión internacional especializado en infraestructura no ha ingresado a una APP en Perú, salvo ahora que hay una negociando con Graña y Montero» lo realizo en los últimos 20 años, ningún fondo internacional de infraestructura pero no invierten en ninguna.

Sr. Víctor Vargas Espejo,

Presidente del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN) El presidente del Ceplan mencionó que en el sector infraestructura no solo se toma decisiones como un tema físico técnico en la construcción de una obra, sino que además tiene un componente social. Indicó que muchos de los problemas de la infraestructura se debe al impacto social, y es por ello que deben verse como un aliado para fomentar este sector. «Hay diversas tendencias en el mundo que tendrán impactos sobre el desarrollo de la infraestructura. Uno de los temas claves es la aglomeración en centros de comercios, por ejemplo», dijo el representante del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico. Aseveró que uno de los grandes problemas en la inversión de infraestructura es la fragmentación de la inversión y una falta de visión de largo plazo y enfoque de análisis territorial de la infraestructura. Además, enfatizó que las propuestas de solución del Estado son la simplificación administrativa, el sistema nacional de inversión pública y que tiene un horizonte de tres años donde se deben colocar proyectos de inversión pública. La segunda fuente es a través de iniciativas de actores privados. «Los problemas de burocracia, sobrecostos y financiamiento agravan el sector. No hay un sistema eficiente de inversión de infraestructura», precisó.

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Eventos

Panel: Desarrollo de proyectos en infraestructura, financiamiento de concesiones y APPs. Sr. Juan Pablo Noziglia, Head Trader de AFP Integra. Dra. María Teresa Quiñones, socia del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano. Ing. Lizardo Helfer, gerente general de COSAPI S.A. El Ing. Lizardo Helfer, gerente general de COSAPI, sostuvo que uno de los factores importante para mayor impulso de proyectos y apps en infraestructura es la aprobación de los expedientes definitivos de ingeniería, en ellos interviene el concesionario y un supervisor especializado que debe realizar la aprobación. Por su parte, el Sr. Juan Pablo Noziglia, Head Trader de AFP Integra, el tema no solo radica en cumplir con la normativa y reglamentación para ganar el proyecto, sino quien lo gana. Refirió que una financiera no solo quiere un «epecista» cualquiera, porque al final puede terminar un proyecto como elefante blanco porque la empresa no recibió el respaldo necesario. «La importancia de ver el proyecto como un todo, va más allá de cumplir lo mínimo indispensable. Muchas empresas se han encontrado con problema cuando no tiene las espaldas financieras», dijo el Head Trader de AFP Integra. Mientras que la Dra. María Teresa Quiñones, manifestó que para los financiadores es importante contar con una sociedad concesionaria (el sponsor o accionista) que tenga espaldas financieras y solvencia técnica. Dijo que es vital al momento de la estructuración de un proyecto al tener los requisitos de precalificación. «Muchos contratos de APPs no solo se exigen esos requisitos para el postor o concesionario, sino también para el constructor, con independencia que sea una tercera persona», precisó. La abogada sostuvo que cuando se habla de una APPs, se tiene un contrato donde el inversionista se compromete al Estado a construir una infraestructura, pero el pago por ello no lo hace el propio Estado (no en toda su parte) sino es pagado por un usuario (a través de tarifas o cuotas a través de los años).

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Concesiones y APP'S

2016

Infraestructura Conferencia 28 Abril Participantes en la Conferencia

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Eventos

Diversificación de las energías renovables en la matriz energética peruana La empresa de energías renovables y subsidiaría del Grupo Enel, Enel Green Power, organizó el seminario: «Energías Renovables: hacia la diversificación y sostenibilidad de la matriz energética peruana» dentro del «Año de Italia en Latino América», con el patrocinio de la Embajada de Italia y el apoyo de la Pontificia Universidad Católica del Perú.

a compañía subsidiaria del Grupo Enel se convertirá en el corto plazo en la principal compañía de energías renovables en el Perú y la única empresa que opere plantas con tres tecnologías diferentes de renovables en el país. Por esta razón, Enel Green Power realizó el seminario: «Energías Renovables: Hacia la Diversificación y Sostenibilidad de la Matriz Energética Peruana», con el ánimo de exponer como se manifiesta el desarrollo de las energías limpias y cual es la posición de la empresa en el mundo. En el seminario se tomaron en cuenta tópicos resaltantes como la energía eólica y solar en el Perú y el mundo. Así como la experiencia operativa de las plantas eólicas en el Perú y Chile, tomando en cuenta la experiencia de dos importantes centrales solares al sur peruano (centrales eólicas Marcona y Tres Hermanas). Después de la cuarta subasta y el ingreso de la compañía energética al mercado eléctrico peruano, Enel Green Power busca fomentar la generación geotérmica mediante las

tecnologías que desempeña en diversos países del mundo. En Chile, por ejemplo, la firma italiana trabaja en conjunto a la Empresa Nacional de Puertos (ENAP) el proyecto Cerro Pabellón, la primera planta geotérmica en chile y Sudamérica, que tendrá una capacidad instalada de 48MW y una inversión de US$350 millones. En ese sentido, se analizó el potencial de los recursos geotérmicos en el Perú y avances en el desarrollo de proyectos geotérmicos, donde una representante de la Dirección de Geología y Recursos Naturales y Energéticos, así como aspectos críticos y modelos de desarrollo geotérmico, tomando en cuenta la experiencia en el complejo geotérmico en Chile. Asimismo, se tocaron diversos tópicos en boga, como los resultados de la cuarta subasta RER, la necesidad de generar un modelo sostenible para el gas natural y la necesidad de una mayor participación de las energías renovables. Esta experiencia energética llevaría a Enel Green Power incentivar a las autoridades peruanas, el beneficio y desarrollo conveniente de esta energía limpia.

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Eventos

José Osuna, Country Manager de Bow Power Perú comentando su experiencia en el desarrollo de centrales eólicas.

Juan Antonio Rozas, Country Manager de Statkraft; Carlos Tembury, gerente general de Enel y Jesús Tamayo, presidente de Osinergmin.

Carlos Loret de Mola, presidente de Gestares; Pedro Gamio Aita, asesor del Ministerio de Energía y Minas y Jean Bellavia, Country Manager de Enel Green Power Perú.

José Torres Lam, director general de Doble T Eventos Corporativos; Jaime Mendoza, gerente de Transmisión y Generación de Osinergmin, Eduardo Zolezzi, consultor en Energía y Omar Acosta del Banco de Desarrollo Alemán KFW.

Ricardo Vasquez, director de ACM Energía y Alberto Ríos, consultor en energía.

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CABLES AUTOSOPORTADOS DE ALUMINIO AISLADOS CON XLPE CAAI-S Y CAAI 90°C 0,6/1 kV

Características Formados por dos o tres conductores de fase más uno o dos conductores para alumbrado; cableados alrededor de un soporte (portante). Los materiales de aislamiento son resistentes a la intemperie, la abrasión y los rayos solares. Los conductores de fase son diferenciados por nervaduras extruidas longitudinalmente sobre el aislamiento. Conductor Fase Cable de aluminio 1350 Conductor Portante CAAI-S Portante en cable de acero galvanizado, clase A, tipo Extra High Strength (EHS). CAAI Portante en aleación de aluminio AAAC 6201. Aislamiento Polietileno reticulado XLPE. Tensión de Servicio 0,6 / 1 kV Temperatura de Operación 90°C Instalación En distribución aérea. Aplicación Usados en sistemas aéreos de distribución eléctrica (secundaria), en alumbrado público o instalaciones temporales de construcción, sean urbanas o rurales. Para conexiones con el transformador y hasta el punto de derivación de usuario. Rango de Calibre Combinaciones desde 2 hasta 5 conductores desde 16mm 2 hasta 120 mm 2. Norma de Fabricación NTP 370.254 Certificado por ICONTEC

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