reporte de anÁlisis econÓmico sectorial sector

REPORTE DE ANÁLISIS ECONÓMICO SECTORIAL

SECTOR ELECTRICIDAD

Energías Renovables: características y perspectivas.

Año 9 – N° 16 – Diciembre 2020

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar

Lima – Perú www.osinergmin.gob.pe

Gerencia de Políticas y Análisis Económico

Teléfono: 219-3400, Anexo 1057 http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/acerca_

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ReportedeAnálisisEconómicoSectorialElectricidadAño9–Nº16–Diciembre2020GerenciadePolíticasyAnálisisEconómico-GPAE

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Contenido Presentación ....................................................................................................................... 3 Introducción ........................................................................................................................ 4 Características de las RER ..................................................................................................... 4

1. Energía Solar...................................................................................................................... 4 2. Energía Eólica .................................................................................................................... 6 3. Energía Hidráulica .............................................................................................................. 8 4. Energía de Biomasa ......................................................................................................... 10 5. Energía Geotérmica ......................................................................................................... 11 6. Análisis integrado de las RER............................................................................................ 12

Perspectivas de las RER ...................................................................................................... 13 Comentarios finales ........................................................................................................... 16 Notas ................................................................................................................................ 18 Abreviaturas utilizadas ....................................................................................................... 19


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Presentación Como parte de sus actividades asociadas a la gestión del conocimiento dentro del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería del Perú (Osinergmin), la Gerencia de Políticas y Análisis Económico (GPAE) realiza un seguimiento a los principales eventos y discusiones de política en los sectores energético y minero. Este esfuerzo se traduce en los Reportes de Análisis Económico Sectorial (RAES) sobre las industrias reguladas y supervisadas por Osinergmin (electricidad, gas natural, hidrocarburos líquidos y minería). Los RAES buscan sintetizar los principales puntos de discusión de los temas económicos vinculados a las industrias bajo el ámbito de Osinergmin, dando a conocer el posible desarrollo o la evolución futura de estos sectores. El presente reporte correspondiente al sector eléctrico aborda el tema “Energías Renovables: características y perspectivas”. Con este RAES, la GPAE desea contribuir al conocimiento de las características técnicas, el panorama actual, los costos, el factor de capacidad y las perspectivas de la generación de electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER). Los comentarios y sugerencias se pueden enviar a la siguiente dirección de correo electrónico [email protected] .

GerenciadePolíticasyAnálisisEconómico


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Energías Renovables: características y perspectivas.

Introducción La industria eléctrica es la de mayor volumen de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a nivel mundial. La producción eléctrica y térmica representó el 25% del total de emisiones de GEI en el mundo[1]. Asimismo, la principal fuente de emisión de GEI dentro de la industria de la energía en nuestro pais fue la generación eléctrica, representó 26.8% del total de emisiones[2]. El alto nivel de emisiones de GEI en esta industria ha estimulado la adopción de una serie de reformas en el mundo con el fin de promover las energías con recursos energéticos renovables (RER). Según la Agencia Internacional de Energías Renovables, las RER son toda forma de energía producida a partir de fuentes renovables de manera sostenible. El presente reporte desarrolla las carácteristicas generales de producción de electricidad con RER (solar, eólica, hidráulica, biomasa y geotérmica); y las perspectivas al 2025.

Características de las RER La electricidad generada por fuentes como la solar, eólica, hidráulica, biomasa y geotérmica cuentan con distintas tecnologías, cuyas características técnicas serán descritas (ver cuadro 1). Esto nos permitirá obtener algunas explicaciones sobre porqué algunas tecnologías han tenido mayor desarrollo.

1. Energía Solar Se obtiene del aprovechamiento de la radiación electromagnética proveniente del sol en forma de luz y calor, cuya energía es captada por medio de diversas tecnologías. Entre ellas, células fotovoltaicas, helióstatos o colectores térmicos, las cuales permiten su transformación en energía eléctrica o térmica (Vásquez et al., 2017)[3].

Ilustración 1. Energía Solar

Fuente: Schmerler et al (2019).

Cuadro 1. Resumen de costos y factor de capacidad de las RER

Fuente: Irena (2020). Elaboración: GPAE-Osinergmin.


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De acuerdo con Schmerler et al (2019)[4], las tecnologías solares se clasifican en pasivas y activas. Los sistemas pasivos no requieren dispositivos para captar la energía solar, dado que, capturan la energía mediante elementos de arquitectura bioclimática que permiten dispersar la luz. En tanto, las tecnologías activas utilizan paneles fotovoltaicos y colectores solares para recolectar la energía. 1.1. Características técnicas

a. Tecnología solar fotovoltaica.- Permite

transformar mediante materiales semiconductores la radiación solar en electricidad. Las células fotovoltaicas, fabricadas con silicio, son el semiconductor más utilizado. Los fotones impactan en los semiconductores generando corrientes eléctricas que son utilizadas como fuente de energía, dando origen al fenómeno denominado efecto fotoeléctrico.

b. Tecnología solar térmica.- Permite convertir la energía solar en calor mediante colectores de energía. Las centrales de este tipo, también conocidas como plantas de energía termosolar, aplican un ciclo termodinámico convencional con el objetivo de producir el vapor suficiente para mover una turbina conectada a un generador eléctrico. Las plantas solares térmicas se clasifican en sistemas de concentración lineal, sistemas de disco Stirling, sistemas de torre central y canales de cilindro parabólico.

1.2. Panorama actual

De acuerdo con Irena (2020)[5], hasta el año 2019, los sistemas fotovoltaicos producen más de 580 GW de energía a nivel mundial. La cantidad de capacidad instalada adicionada

durante 2019 fue la más alta de las energías renovables. El 60% de los nuevos sistemas instalados en 2019 se ubicaron en Asia, principalmente en China, India, Japón y Corea del Sur, quienes sumaron 47.5 GW de la capacidad fotovoltaica instalada (Irena, 2020).

1.3. Costo total instalado

Durante los últimos diez años se viene registrando una reducción del costo de los módulos solares. Según Irena (2020), entre 2009 y 2019, los precios de los módulos de silicio cristalino en Europa bajaron entre 87% y 92%. Asimismo, en 2019, el costo de los modulos convencionales alcanzó los 270 US$/kW, lo cual implica una reducción de 14% con respecto a 2018. De acuerdo con Irena (2020), la reducción del costo de los módulos se debe, en gran parte, a la optimización de su proceso de fabricación y a la adopción de tipos de arquitectura de celda más modernos que incrementan la eficiencia de esta tecnología, tales como la arquitectura de células PERC. Cabe destacar que el incremento en la escala de fabricación también contribuye, aunque en menor medida, a la reducción del costo total instalado. Asimismo, en 2019, el costo total instalado promedio alcanzó un valor de 995 US$/kW, siendo 18% más bajo que durante 2018 y 79% menor con respecto a 2010.

1.4. Factor de capacidad

Debido al uso de dispositivos de rastreo y a la instalación de centrales en ubicaciones con mayor radiación solar, el factor de capacidad promedio global para proyectos de energía solar fue de 18% en 2019, 4.2 puntos porcentuales superior al nivel registrado durante el año 2010, 13.8%.


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1.5. Costos de Operación y Mantenimiento

Según las estimaciones de EIA (2020)[6], el costo de operación y mantenimiento promedio registrado entre 2018 y 2019 por centrales a gran escala en Estados Unidos fue de entre 10 US$/kW y 18 US$/kW. Entre 75% y 90% del total de costos de operación y mantenimiento está conformado por los costos de mantenimiento preventivo y limpieza de módulos, de acuerdo al tipo de sistema. Asimismo, el costo promedio de operación y mantenimiento en los países miembros de la OCDE, durante 2019, alcanzó los 18.3 US$/kW.

2. Energía Eólica Aprovecha la energía cinética que genera mediante la diferencia de temperaturas obtenida del viento. Requiere de infraestructura compuesta por aerogeneradores, que son aspas unidas por un eje giratorio, también denominados turbinas eólicas. Vásquez et al. (2017) clasifica las centrales eólicas en parques onshore y parques offshore.

Ilustración 2. Energía Eólica

Fuente: Vásquez et al (2017).

2.1. Características técnicas

a. Tecnología Onshore.- Se encuentran

instalados en tierra. Según Schmerler et al. (2019), durante los últimos años, los parques onshore han venido implementando turbinas de mayor tamaño, a fin de minimizar su costo nivelado de electricidad.

b. Tecnología Offshore.- Se encuentran instalados en el mar. Suecia en 1990 y Dinamarca en 1991 construyeron los primeros parques eólicos de este tipo. El primero de ellos contaba con una capacidad de 220 kW, mientras que el segundo, 450 kW por cada una de sus 11 turbinas (Schmerler et al., 2019).

2.2. Panorama actual Según Irena (2020), tanto el costo total instalado, los costos de operación y mantenimiento, como el costo nivelado de electricidad reportado presentan una tendencia decreciente. Dicha mejora en costos ha sido posible gracias a la implementación de economías de escala y el aumento de competitividad en el sector. Gran parte del costo total instalado es explicado por el costo de las turbinas eólicas, el cual representa entre 64% y 84%, en el caso de parques eólicos onshore (Irena, 2018)[7]. Asimismo, la participación de los costos de conexión a la red y costos de desarrollo también es importante e incluye los costos de planificación y los costos de la evaluación de impacto ambiental. El factor de capacidad de los parques eólicos onshore depende directamente de la velocidad del viento. Por tal motivo, las turbinas han incrementado su diámetro,


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logrando explotar alturas mayores y acceder a mejores niveles de velocidad. Por otro lado, los parques offshore representan aproximadamente 5% del despliegue mundial de energía eólica. La razón por la que existe preferencia por la tecnología onshore se relaciona a menores costos de planificación y desarrollo de los proyectos. La instalación de parques eólicos offshore implica mayor complejidad de instalación, operación y mantenimiento, lo cual se traduce en mayores costos de conexión a la red.


De acuerdo con estadísticas de Irena (2020), el costo total instalado promedio de los proyectos onshore disminuyó en 72% durante el periodo 1983-2019 y 24% entre 2010 y 2019, pasando de 5179 US$/kW a 1473 US$/kW, y de 1949 US$/kW a 1473 US$/kW, respectivamente. Existen distintos tipos de costos que conforman el costo total instalado, los cuales varían según las características del país o región. Algunos de estos son: el costo de transporte, los costos laborales y los costos vinculados a las limitaciones de uso del suelo. Por otro lado, los proyectos offshore tienen un costo total instalado mayor con respecto a los parques eólicos onshore. Existen dos factores que influyen en el costo: la profundidad y la lejanía de la infraestructura. No obstante, los proyectos offshore presentan algunas ventajas que suelen minimizar la diferencia de costos con respecto a la instalación de la tecnología onshore: economías de escala y estabilidad de la fuente de energía obtenida por la mayor velocidad de las turbinas.

El costo total instalado promedio de los proyectos offshore alcanzó su máximo nivel en 2013, cuando fue de aproximadamente 5740 US$/kW. Al año 2019, el costo se disminuyó a 3800 US$/kW debido a la reducción en los precios de las materias primas, políticas gubernamentales estables, diseños mejorados de turbinas, fabricación industrializada, mejoras en la logística e incremento del tamaño de las turbinas.

2.4. Factor de capacidad En el caso de los parques eólicos onshore, depende de dos factores: la calidad del viento, que a su vez está en función de la ubicación, y la tecnología de turbinas utilizada. En el año 2019, el factor de capacidad promedio llegó a 36%, dos puntos porcentuales por encima con respecto a 2018, año en el que se registró 34%. Según Irena (2020), la mejora del factor de capacidad durante los últimos años se debe, en mayor medida, a los avances en teledetección que permitieron realizar una caracterización más eficiente de la geografía. En tanto, debido a la minimización de pérdidas y optimización del espacio, el factor de capacidad promedio de los proyectos offshore pasó de 37% en 2010 a 44% en 2019, lo cual supone una mejora de siete puntos porcentuales a nivel mundial. A nivel individual, China reportó en 2019 un factor de capacidad de 33%, mientras que Europa 47%. Según Irena (2020), Europa viene aplicando estrategias de recolección y análisis de datos que le han permitido reducir el mantenimiento no programado y optimizar el rendimiento operativo.


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2.5. Costos de Operación y Mantenimiento El incremento de la competencia entre los proveedores de servicios de mantenimiento, además del desarrollo tecnológico, ha permitido minimizar los costos de operación y mantenimiento de las centrales de energía eólica onshore. No obstante, aún representan hasta el 30% del costo nivelado de electricidad de las plantas de este tipo (Irena, 2018). Según estadísticas de Irena (2020), durante el periodo 2016-2018, el costo de operación y mantenimiento de la energía eólica onshore a nivel mundial se mantuvo entre 33 US$/kW anuales y 56 US$/kW anuales. Dinamarca reportó el costo más bajo, mientras que Alemania el más alto, debido a la diferencia de los componentes que conforman los costos de operación en ambos países. En el caso de Alemania, existen gastos adicionales en los que se suele incurrir y no son cubiertos por los contratos estándar, tales como seguros, arrendamiento de tierras, impuestos locales, etc. Los costos de operación y mantenimiento de parques eólicos offshore superan los de la tecnología onshore, dado que el costo de acceso para realizar el cableado y mantenimiento de turbinas es mayor. De acuerdo con IEA et al. (2018)[8], debido al incremento de la competencia entre proveedores del servicio de operación y mantenimiento, al año 2018, los costos disminuyeron a 70 US$/kW por año y 129 US$/kW anuales.

3. Energía Hidráulica Se obtiene del aprovechamiento de los cauces y caídas del agua. De acuerdo con Schmerler

et al. (2019), mediante el Decreto Legislativo N° 1002, se clasificó la energía hidroeléctrica del Perú en: hidráulica RER o minihidroeléctrica (hasta 20 MW) e hidroeléctrica para centrales de más 20 MW de capacidad. Asimismo, según el nivel de emplazamiento, se clasifican en centrales de agua fluyente, centrales de pie de presa y canal de riego.

Ilustración 3. Energía Hidraulica de pasada

Fuente: Schmerler et al (2019). 3.1. Características técnicas

a. Centrales de agua fluyente.-

Denominadas centrales de pasada. Desvían una parte del agua de un río para generar energía eléctrica, la cual al concluir el proceso es regresada a su cauce.

b. Centrales de pie de presa.- Denominadas centrales de embalse. Almacenan el agua captada del cauce de un río hasta la ubicación de las turbinas para producir electricidad. Permite satisfacer la demanda en horas punta.

c. Centrales en canal de riego.- Denominadas centrales en canal de abastecimiento. Pueden ser de dos tipos: aquellas cuyo aprovechamiento se realiza mediante la instalación de una tubería que traslada el agua hasta la central, y aquellas conformadas por una


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minicentral ubicada cerca a la fuente de agua que aprovecha los excedentes.


Según Irena (2020), es la tecnología RER más utilizada en todo el mundo. Sin embargo, su nivel de participación con respecto a otras fuentes de energía renovables ha disminuido considerablemente, pasando de 76% en 2010 a 47% en 2019. Las hidroeléctricas son una fuente de energía de bajo costo y flexible, en algunos casos, dado que puede almacenar energía durante semanas, meses, estaciones o incluso años, dependiendo del tamaño del embalse (Irena, 2020). Asimismo, las centrales hidráulicas permiten combinar la provisión de servicios de energía y suministro de agua, esquemas de riego, manejo de sequías, control de inundaciones, etc. En 2019, el costo nivelado de electricidad promedio a nivel mundial se incrementó en 27% con respecto a 2010, pasando de 0.037 US$/kW a 0.047 US$/kW. No obstante, el 89% de la capacidad agregada durante 2019 fue más barata que la producida mediante combustibles fósiles.


De acuerdo con estadísticas de Irena (2020), las centrales hidroeléctricas se caracterizan por ser intensivas en capital y requerir mayores plazos de entrega en comparación con el resto de tecnologías renovables. Estos plazos suelen estar conformados por una etapa de desarrollo, permisos, construcción y puesta en operación.

El costo total instalado posee los siguientes dos componentes: el costo de las obras para la construcción de la planta, y los costos de adquisición de equipos. Al respecto, las labores de construcción representan la mayor parte del costo, mientras que el costo de equipamiento apenas un 30% del costo total. A diferencia de las demás fuentes de energía renovables, el costo total instalado promedio global se incrementó de 1254 US$/kW en 2010 a 1704 US$/kW en 2019, principalmente en Asia, África y Sudamérica. Corresponde señalar que, según Irena (2020), existen economías de escala en proyectos con capacidades superiores a 700 MW. Las centrales hidroeléctricas con capacidades menores a 10 MW tienen costos de instalación de entre 20% y 80% más que los registrados en centrales de mayor tamaño.

3.4. Factor de capacidad Entre el año 2010 y 2019, el factor de capacidad promedio de las centrales hidroeléctricas aumentó en cuatro puntos porcentuales acumulados, pasando de 44% a 48%. Asimismo, dicho factor fue mayor en proyectos pequeños de 10 MW (49%) comparado al nivel registrado en centrales más grandes (48%). Por otro lado, tanto durante el periodo 2010-2014 como entre los años 2015 y 2019, Sudamérica lideró globalmente con un factor de capacidad constante de 61%.


Según información de Irena (2018), los costos anuales de operación y mantenimiento de los proyectos hidroeléctricos representan entre 1% y 4% de los costos de inversión anual.


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Asimismo, el presupuesto de operación y mantenimiento se distribuye de la siguiente manera: i) mantenimiento (entre 20% y 61%), ii) salarios (entre 13% y 74%); y, iii) materiales (4%). El rango de costos de operación y mantenimiento de las centrales hidroeléctricas es mayor que el de las plantas solares fotovoltaicas, pero similar al de los parques eólicos (Irena, 2020). Los componentes del costo de operación y mantenimiento incluyen el reacondicionamiento de equipos, la revisión de turbinas, el rebobinado de generadores y las reinversiones en sistemas de control.

4. Energía de Biomasa Se obtiene de compuestos orgánicos procesados naturalmente. La biomasa se produce mediante un proceso de fotosíntesis vegetal, para el cual se requiere de luz solar (Schmerler et al., 2019). La biomasa se clasifica en húmeda (humedad mayor al 60%) y seca (humedad menor al 60%), y se aprovecha mediante procesos bioquímicos y termoquímicos.

Ilustración 5. Energía de Biomasa

Fuente: Vásquez et al. (2017).

5.1. Características técnicas

a. Procesos bioquímicos.- Se dividen en anaeróbicos (conversión de materia orgánica en biogás) y aeróbicos (conversión de materia orgánica en alcohol).

b. Procesos termoquímicos.- Tienen como objetivo generar energía térmica en forma de combustible. Se dividen en combustión directa, pirolisis y gasificación.


La generación de energía con biomasa depende del tipo de materia prima, proceso de conversión y tecnología de generación de energía. La disponibilidad de materia prima es determinante para lograr beneficios económicos con el proyecto. Por tal motivo, suele recomendarse emplear materia prima de fuentes sostenibles y de bajo costo. El costo de la materia prima varía en función de la utilización de residuos procesados, cultivos energéticos y de aspectos logísticos. Las propiedades físicas de las materias primas influyen en el costo de transporte y almacenamiento. En el caso de las centrales de biomasa, la participación del costo de materia prima representa entre 20% y 50% del costo nivelado de electricidad. Por otro lado, el costo nivelado de electricidad promedio de la biomasa disminuyó de 0.076 US$/kWh en 2010 a 0.066 US$/kWh en 2019.


El costo total instalado de las plantas de biomasa está conformado por los costos de planificación, ingeniería, maquinaria y otros


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equipos como el sistema de conversión de combustible (Irena, 2020). Asimismo, el costo total instalado en Asia y Sudamérica es menor con respecto a Europa y América del Norte, debido a que la materia prima utilizada en los países miembros de la OCDE es principalmente madera o la combustión de residuos. Por otro lado, el tamaño óptimo de planta que permite minimizar el costo nivelado de electricidad resulta equilibrar los beneficios obtenidos por economías de escala y los costos de materia prima que se incrementan dependiendo de la distancia entre la planta y los recursos empleados.

5.4. Factor de capacidad Según Irena (2020), las centrales de bioenergía presentan factores de capacidad promedio que varían entre 85% y 95%, dependiendo de la disponibilidad de materia prima. Las plantas de biomasa que utilizan bagazo y gas de vertedero tienen factores de capacidad de alrededor de 50% y 60%.


El costo de operación y mantenimiento de las plantas de biomasa incluye principalmente el costo de mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de componentes (calderas, gasificadores, etc.), cuya participación es de entre 2% y 6% del costo total instalado anual. Siempre que exista alta disposición de materias primas de bajo costo y costos de capital menores, la biomasa puede generar energía eléctrica muy competitiva. Las centrales que emplean residuos agrícolas tienen a minimizar en gran medida sus costos.

5. Energía Geotérmica Se obtiene de aprovechar el calor almacenado dentro de la superficie terrestre a diferente temperatura y profundidad (Schmerler et al., 2019). A diferencia de otras fuentes de energía renovable, no dependen del clima. Sin embargo, pueden emitir gases contaminantes, tales como ácido sulfúrico y dióxido de carbono. Las tecnologías de generación geotérmica más difundidas son las plantas de vapor seco, las plantas flash y las plantas de ciclo binario.

Ilustración 4. Energía Geotérmica

Fuente: Vásquez et al. (2017). 4.1. Características técnicas

a. Plantas de vapor seco.- Utiliza el fluido

geotérmico extraído de pozos de perforación en forma de vapor, el cual es dirigido a una turbina conectada a un generador. Requiere de un yacimiento con temperaturas de 250°C.

b. Plantas flash.- Utiliza el fluido geotérmico en estado líquido, extraído a temperaturas superiores a 180°C, el cual genera vapor mediante un proceso de evaporación súbita que es trasladado a una turbina de generación eléctrica.

c. Plantas de ciclo binario.- Utiliza fluidos geotérmicos que transmiten energía a


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otros fluidos con bajo punto de ebullición, mediante un intercambiador de calor.


La generación de energía geotérmica es de naturaleza diferente a las otras tecnologías RER. Puede proporcionar capacidad activa de bajo costo, siempre que se disponga de recursos geotérmicos de alta temperatura. En el año 2019, la capacidad instalada de las plantas geotérmicas a nivel mundial fue 13.9 GW, es decir, 39% más que la reportada durante 2010. La participación de la energía geotérmica representó 0.5% de la capacidad instalada de energías renovables en total (Irena, 2020). Entre los retos que enfrenta la energía geotérmica destacan: i) desarrollar técnicas de perforación innovadoras y menos costosas, ii) implementar herramientas de mapeo de recursos geotérmicos para la adecuada localización de plantas generadoras; y, iii) reducir los costos de desarrollo en la etapa de proyecto. 4.3. Costo total instalado

El costo instalado de plantas geotérmicas depende, en gran medida, de los mercados de productos básicos y petróleo, la calidad del yacimiento y la cantidad de pozos. Las características del recurso geotérmico y su distribución geográfica son determinantes para definir el tipo de planta que será instalada. Al respecto, el costo total instalado de las plantas de ciclo binario suele ser mayor que el de las plantas de vapor seco y flash debido a las diferencias de temperatura. El costo instalado está conformado por el costo de desarrollo del proyecto, los costos de

exploración y evaluación de recursos y los costos de perforación de pozos. De acuerdo con datos de Irena (2020), el costos total instalado promedio a nivel global pasó de 4171 US$/kW en 2018 a 3916 US$/kW en 2019, lo cual implica una disminución de 6.1%.

4.4. Factor de capacidad Según estadísticas de Irena (2020), el factor de capacidad de las plantas geotérmicas en general varía entre 60% y 90%. No obstante, las plantas de vapor seco presentan un nivel de 85%, tres puntos porcentuales más que las plantas de tecnología flash.


El costo de operación y mantenimiento de las centrales geotérmicas es mayor que el de los parques eólicos onshore y de las plantas solares fotovoltaicas, debido a que la producción de generación de energía del pozo se reduce a lo largo del tiempo. Cabe indicar que el costo nivelado de electricidad promedio a nivel global se incrementó de 0.05 US$/kW estimado en 2010 a 0.07 US$/kW durante 2019. Sin embargo, de acuerdo con Irena (2020), se prevé una reducción del costo entre 2019 y 2021.

6. Análisis integrado de las RER La presente sección realiza un análisis integrado de las tecnologías RER. Esto permitirá obtener algunas explicaciones sobre porqué algunas tecnologías han tenido mayor desarrollo. El gráfico 1 muestra los resultados de los costos proyectados para generar electricidad


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con RER realizado por la IEA y NEA (2020) [9]. Al respecto, muestran que la generación con bajas emisiones de carbono se estan volviendo rentables. Los costos nivelados de la generación eléctrica RER están disminuyendo y están cada vez más por debajo de los costos de generación con tecnología convencional. Se espera que la energía eólica Onshor tenga, en promedio los costos nivelados más bajos de generación de electricidad en 2025. Aun que los costos varían mucho de un país a otro, esto es cierto para la mayoría de los países. Además, la energía solar fotovoltaica, si se implementa en gran escala y en condiciones climáticas favorables, puede ser competitiva en costos. Mientras que hace cinco años, el costo nivelado de electricidad (LCOE, por sis siglas en ingés “Levelised costs of electricity”) medio aún excedía los 150 US$/MWh, ahora está significativamente por debajo de los 100 US$/MWh y, por lo tanto, se encuentra en un rango competitivo. Los análisis de las tecnologías hidroeléctricas (de pasada y embalse) pueden proporcionar alternativas competitivas donde existen sitios adecuados, pero los costos siguen siendo muy específicos del sitio. Finalmente, el resultados de la métrica LCOE ajustada al valor de la IEA muestra que el valor del sistema de las RER variables como la eólica y solar disminuye a medida que aumenta su participación en el suministro de energía.

Gráfico 1. Costo nivelado de electricidad para generadores RER

Fuente: IEA y NEA (2020). Elaboración: GPAE-Osinergmin. Perspectivas de las RER

La presente sección desarrolla las perspectivas de generación de lectricidad con RER al 2025, tomando en cuenta el impacto del Covid-19, de acuerdo a lo desarrollado por la IEA (2020)[10].

La IEA (2020) estima que el aumento neto de capacidad de electricidad RER será casi un 4% más en 2020 que en 2019. Es decir, se estima que en el planeta se han instalado más de 198 GW de capacidad RER en 2020. Las mayores adiciones provendrían de las centrales eólicas (+8%) e hidroeléctricas (+43%), mientras que la energía solar mantiene estable su aumento anual (ver gráfico 2).

Gráfico 2. Adiciones de capacidad neta de eléctricidad RER 2013-2022.

Fuente: IEA (2020).


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Las adiciones de capacidad mensuales hasta setiembre de 2020 han superado las expectativas, lo que apunta a una recuperación más rápida en Europa, Estados Unidos y China. Dependiendo de las incertidumbres en curso creadas por la crisis de la Covid-19, las adiciones de capacidad RER podrían llegar a casi 234 GW en el escenario más optimista.

Las RER lograrían una expansión récord en 2021, con casi 218 GW en funcionamiento, un aumento del 10% desde el 2020. Impulsado por los siguientes dos factores: i) puesta en marcha de proyectos retrasados por la Covid-19, debido a las medidas gubernamentales inmediatas en mercados claves (Estados Unidos, India, Europa), cambiando el pronóstico de 2020 a 2021; y ii) el contínuo crecimiento en algunos mercados donde la cartera de proyectos prepandémicos era sólida resultado del atractivo económico y el apoyo ininterrumpido de políticas.

La resiliencia de las RER se volverá a probar en 2022. La expiración de los incentivos y las incertidumbres políticas en mercados clave, combinados con los próximos desafíos financieros y estímulo limitado dirigido a la electricidad RER, conducirían a una pequeña disminución en las adiciones de capacidad en 2022 respecto al 2021. En China, los subsidios a la energía eólica Onshore y fotovoltaica expiran en 2020, y el apoyo a la energía eólica Offshore finaliza en 2021. El marco de políticas del período 2021-2025 se anunciaría a finales de 2021. En los Estados Unidos, el crédito fiscal a la producción eólica Onshore expira a finales de 2020, lo que obstaculizaría el crecimiento de la capacidad eólica.

Las adiciones de capacidad RER en Europa, Oriente Medio y África se prevé que continúe expandiéndose en 2022. Antes de la crisis de Covid-19, todos los países de la Unión Europea (UE) habían presentado planes para

lograr una participación del 32% de los RER en la energía para 2030. En julio de 2020, la UE acordó un monto de US$ 840 mil millones de fondo de recuperación, con al menos un 30% dedicado a la adaptación y mitigación del cambio climático. Se espera que este estímulo financiero aumente la liquidez de los proyectos RER ya planificados bajo las políticas de los países miembros en el corto plazo.

Sin embargo, la eficiencia energética y el transporte tienen prioridad sobre las RER en los paquetes de estímulo (ver gráfica 3). Así, los gobiernos (excluido el plan de la UE para la recuperación económica) también anunciaron paquetes de estímulo relacionados con la energía por un valor alrededor de US$ 220 mil millones, de los cuales la mitad están destinados a tecnologías de energía limpia. Así, la mayor parte de la ayuda está destinada a aumentar la eficiencia energética de los edificios existentes (mediante renovaciones), procesos industriales, automóviles y barcos. También se espera que las tecnologías de calor RER se beneficien de las medidas dirigidas a la eficiencia energética.

Gráfico 3. Paquetes de estímulo de energía limpia anunciados por sector

Nota: El estímulo incluye anuncios nacionales y subnacionales a finales de cotubre de 2020. El “transporte activo” representa la infraestructura para caminar e ir en bicicleta. Fuente: IEA (2020).

El sector transporte (incluida la infraestructura ferroviaria, los vehículos eléctricos y la infraestructura de carga, la aviación, los biocombustibles, así como el


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transporte activo y público) recibe un tercio de los fondos, principalmente debido a los paquetes de estímulo en Canadá, China, Alemania y Francia. Se espera que las nuevas plantas de electricidad RER, principalmente eólica y solar, reciban alrededor de US$ 10 mil millones de los paquetes de estímulo anunciados (excluido el plan de la UE para la recuperación económica). También se espera que los programas de hidrógeno verde aumenten la capacidad RER.

Los paquetes de estímulo anunciados para la electricidad RER están significativamente por debajo del plan de recuperación sostenible de la IEA, en el que se gastarían alrededor de US$ 180 mil millones cada año a nivel mundial desde el 2021 hasta el 2023 en nuevos proyectos de energía eólica y solar.

Respecto al estímulo de la UE, líder en la recuperación económica “verde” (renovable), correspondiente a los US$ 840 mil millones para ayudar a los estados miembros a recuperarse de la pandemia, aumentar la resilencia y reactivar sus economías (ver gráfico 4). El estímulo se gastaría durante el 2021-2023. Este paquete consta de subvenciones (51%), préstamos (48%) y garantías (1%) y se distribuye en siete fondos, el Servicio de Recuperación y Resiliencia (RRF) representaría el 90% del presupuesto total del estímulo.

De acuerdo con el Pacto Verde Europeo, los países de la UE han acordado incluir explícitamente las transiciones de energía limpia en el corazón de su recuperación económica, con alrededor del 37% del dinero total de recuperación destinado a gastos relacionados con el clima, incluidas las tecnologías de energía limpia. Se anticipa que se podría gastar alrededor de US$ 30 mil millones en nueva capacidad de electricidad RER. Si el 80% del dinero total del estímulo para generación RER se gastara en energía

eólica y solar por igual, podría financiar entre 20 y 40 GW de energía solar y entre 10 y 20 GW de plantas eólicas en toda la UE.

Gráfico 4. Gasto total y esperado de la UE relacionado con el clima y la energía, 2021-2023.

Nota: Estímulo total: US$ 840 mil millones. Fuente: IEA (2020).

Por otro lado, desde el 2018 varias compañías de petróleo y gas han anunciado ambiciosos objetivos de reducición de amisiones de GEI hasta 2025-2030, con objetivos que inicialmente incluyen emisiones de alcance 1 (directo) y alcance 2 (indirecto) dentro de las operaciones de la compañía. Como parte de sus estrategias, las grandes empresas de petróleo y gas están cada vez más involucradas en la electricidad RER como inversores de capital, desarrolladores y/o compradores de energía.

En 2019, las empresas de petróleo y gas que forman parte de la Iniciativa Climática de petróleo y gas (OGCI, por sus siglas en ingés “Oil and Gas Climate Initiative”) tenían participación accionaria y compraban energía de aproximadamente 5 GW de capacidad de electricidad RER, principalmente eólica y solar. En 2020, se espera que su participación (inversiones de capital y compras de energía RER) aumente en más del 50% a más de 8 GW, ya que muchos proyectos ya están financiados y en construcción.

De acuerdo con los objetivos y estrategias anunciados por los miembros de OGCI, se espera que las inversiones de las principales compañías de petróleo y gas en nueva


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capacidad de electricidad RER aumenten 10 veces en los próximos cinco años. Se prevé que las empresas europeas representen el 95% del crecimiento de la capacidad de electricidad RER de las grandes petroleras hasta 2025. Los productores de petróleo de Estados Unidos y Oriente Medio aún no han anunciado objetivos importantes de energía RER como parte de sus estrategias de reducción de emisiones de GEI. A pesar del crecimiento significativo, la participación de las compañías de petróleo y gas en la propiedad de capacidad RER y las compras de energía sigue siendo mínima, y se prevé que alcance solo el 2% de la capacidad instalada RER total a nivel mundial para 2025. Se espera que la producción y las ventas de petróleo y gas sigan siendo su principal actividad comercial en la próxima década.

Asimismo, la IEA (2020) menciona que la capacidad total instalada de energía eólica y solar superará al carbón en el 2024. Se espera que las reducciones de costos y el apoyo político sostenido impulsen un fuerte crecimiento de las RER más allá del 2022. Se espera que las adiciones anuales promedio de capacidad de la tecnología solar durante 2023-2025 oscilen entre 130 GW en el escenario moderado y 165 GW en el escenario optimista, lo que representa casi el 60% de la expansión total de las RER. En los próximo cinco años, se espera que los costos de generación de energía solar a gran escala disminuyan en 36%. A pesar de que el costo de energía eólica terrestre mejore un 15% de 2020 a 2025, la expansión más rápida se vería limitada por barreras no económicas como las dificultades de permisos y la aceptación social en el esnecario moderado. Mientras tanto, se pronostica que las adiciones anuales de energía eólica marina durante 2023-2025 serían el doble del nivel de 2020.

Asimismo, la IEA (2020) menciona que, en el escenario moderado, la capacidad eólica y

solar total se duplicaría, expandiéndose en 1123 GW entre el 2020 y 2025. Así, la eólica y la solar alcanzarían dos hitos importantes durante este período: su capacidad instalada total superaría a la del gas natural en el 2023, y a la del carbón en el 2024 (ver gráfico 5). La energía hidroeléctrica sigue siendo la mayor fuente de generación de electricidad RER, pero su participación caería por debajo del 50% por primera vez en el 2024. En general, las RER representarían el 95% del aumento en la capacidad total de energía hasta el 2025.

Gráfico 5. Capacidad total de potencia instalada por combustible y tecnología 2019-2025,

escenario moderado.

Fuente: IEA (2020).

Comentarios finales Las caracteristicas de las tecnologías RER en la generación eléctrica (solar, eólica, hidráulica, biomasa y geotérmica) muestran que la solar y eólica son las más económicas. Sin ambargo, estas dos tecnologias tienen los factores de capacidad más bajos en comparación al resto de las RER. Los costos de las RER han seguido disminuyendo en los últimos años. Mientras que hace cinco años, el costo nivelado de electricidad medio aún excedía los 150 US$/MWh, ahora está significativamente por debajo de los 100 US$/MWh y, por lo tanto, se encuentra en un rango competitivo.


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En cuanto a las perspectivas de las RER, estas lograrían una expansión récord en el 2021, con casi 218 GW en funcionamiento, un aumento del 10% desde el 2020. Sin embargo, la expiración de los incentivos y las incertidumbres políticas en mercados clave, combinados con los próximos desafíos financieros y estímulo limitado dirigido a la electricidad RER, conducirían a una pequeña disminución en las adiciones de capacidad en 2022 respecto al 2021. En 2020, la UE acordó un monto de recuperación. Se espera que este estímulo financiero aumente la liquidez de los proyectos RER ya planificados bajo las políticas de los países miembros en el corto plazo. Sin embargo, la eficiencia energética y el transporte tienen prioridad sobre las RER en los paquetes de estímulo. Así, los gobiernos (excluido el plan de la UE para la recuperación económica) también anunciaron paquetes de estímulo

relacionados con la energía, la mayor parte de la ayuda está destinada a aumentar la eficiencia energética de los edificios existentes (mediante renovaciones), procesos industriales, automóviles y barcos.

Por otro lado, la participación de las compañías de petróleo y gas en la propiedad de capacidad RER y las compras de energía sigue siendo mínima, y se prevé que alcance solo el 2% de la capacidad instalada RER total a nivel mundial para 2025.

Finalmente, la IEA (2020) menciona que la capacidad eólica y solar total se duplicaría a nivel mundial, expandiéndose en 1123 GW entre el 2020 y 2025. La eólica y la solar alcanzarían dos hitos importantes durante este período: su capacidad instalada total superaría a la del gas natural en el 2023, y a la del carbón en el 2024.


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Notas [1]Ver el Quinto Informe de Evaluación de la IPCC (2014), recuperado de: https://archive.ipcc.ch/home_languages_main_spanish.shtml [2] Ver el Reporte Anual de Gases de Efecto Invernadero del sector Energía (2014). Recuperado de: https://infocarbono.minam.gob.pe/reportes-sectoriales/energia-2014/ [3] Vásquez, Arturo; Tamayo, Jesús y Julio Salvador (Editores) (2017). La industria de la energía renovable en el Perú: 10 años de contribuciones a la mitigación del cambio climático. Osinergmin. Lima-Perú. Recuperado de: https://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/Institucional/Estudios_Economicos/Libros/Osinergmin-Energia-Renovable-Peru-10anios.pdf

[4] Schmerler, Daniel; Velarde, José Carlos; Rodríguez, Abel y Solís, Ben (Editores) (2019). Energías renovables: experiencia y perspectivas en la ruta del Perú hacia la transición energética. Osinergmin. Lima-Perú. Recuperado de: https://www.gob.pe/institucion/osinergmin/informes-publicaciones/1201115-energias-renovables-experiencia-y-perspectivas-en-la-ruta-del-peru-hacia-la-transicion-energetica

[5] Irena (2020). Renewable Power Generation Costs in 2019, International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi.

[6] EIA (2020). Capital cost and performance characteristic estimates for utility scale electric power generating technologies. U.S. Energy Information Administration. Washington, DC.

[7] Irena (2018). Renewable power generation costs in 2017. International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi.

[8] IEA et al. (2018). IEA Wind TCP Task 26: Offshore wind energy international comparative analysis. International Energy Agency Wind Technology Collaboration Programme.

[9] IEA y NEA (2020). Projected Costs of Generating Electricity. 2020 Edition. International Energy Agency (IEA) and Nuclear energy Agency (NEA). Organisation for economic co-operation and development. [10] IEA (2020). Renewables 2020. Analysis and forecast to 2025. International Energy Agency (IEA). https://www.iea.org


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Abreviaturas utilizadas COES: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

EIA: Energy Information Administration

GEI: Gases de Efecto Invernadero

GPAE: Gerencia de Políticas y Análisis Económico

GW: Gigavatio

IEA: International Energy Agency

Irena: International Renewable Energy Agency

kW: Kilovatio

LCOE: Levelised costs of electricity

MW: Megavatio

NEA: Nuclear energy Agency

OCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos

Offshore: Tecnología eólica que se encuentran instalados en el mar

OGCI: Oil and Gas Climate Initiative

Onshore: Tecnología eólica que se encuentran instalados en tierra

Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

PERC: Tecnología fotovoltaica

RAES: Reportes de Análisis Económico Sectorial

RER: Recursos Energéticos Renovables

RRF: Recovery and Resilience Facility

SEIN: Sistema Interconectado Nacional

UE: Unión Europea

US$: Dólares de Estados Unidos


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Citar el reporte como: De la Cruz, R.; Miranda, C. y J. Morante (2020). Reporte de Análisis Económico Sectorial - Electricidad, Año 9 - Número 16. Gerencia de Políticas y Análisis Económico, Osinergmin - Perú.

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin Gerencia de Políticas y Análisis Económico - GPAE Reporte de Análisis Económico Sectorial - Electricidad, Año 9 – N° 16 – Diciembre 2020 Alta Dirección Jaime Raul Mendoza Gacon Presidente del Consejo Directivo

Julio Salvador Jácome Gerente General Equipo de Trabajo de la GPAE que preparó el Reporte Ricardo De la Cruz Sandoval Gerente de Políticas y Análisis Económico (e)

Carlos Alberto Miranda Velásquez Analista Económico Regulatorio Juan José Morante Montenegro Analísta del Sector Energía y Minería

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