VISION DE PLANIFICACIÓN DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ

Recursos energéticos. El Perú posee una compleja geografía en la que destaca la presencia de la Cordillera de los Andes y las corrientes del Pacífico, lo que, entre otras razones, explica su diversidad de climas y paisajes ampliamente variados como la costa desértica, la puna de los altos Andes o la selva amazónica. Como resultado, Perú es uno de los países con mayor biodiversidad en el mundo y grandes recursos minerales, a la que se suma también la diversidad de recursos energéticos renovables que posee su territorio.

1. Hidroenergía. Según el estudio preliminar del Potencial Hidroeléctrico Nacional, denominado HIDROGIS, el potencial técnico aprovechable con centrales hidroeléctricas de pasada asciende a 69 445 MW, donde el mayor aprovechamiento se ubica en la vertiente del Atlántico con 60 627 MW, seguida por la del Pacífico con 8 731 MW. Estos valores excluyen a las áreas restringidas y las áreas con concesión definitiva de centrales hidroeléctricas en operación. En cambio, considera aquellas zonas con mayor posibilidad técnica y económica para desarrollar proyectos hidroeléctricos. Otro estudio de la década del 70, desarrollado a través de una cooperación técnica alemana, y denominado Evaluación del potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN), dio como resultado la determinación del potencial técnicamente aprovechable cercano a los 60 000 MW, anexado a un listado de 328 proyectos.

2. Energía Eólica. El mayor potencial de energía eólica se encuentra en el litoral de la costa peruana debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y la Cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región costera. En el año 2008 se desarrolló el Atlas Eólico del Perú, un documento Que contiene registros promedios de la intensidad de los vientos sobre el territorio nacional y es un importante referente para el estudio de proyectos eólicos de pequeña y gran escala. En el mismo documento se estima que el potencial eólico estaría sobre los 77 000 MW y que en forma aprovechable pueden obtenerse más de 22 000 MW. Sin embargo, estos cálculos son estimaciones preliminares y requieren de estudios más detallados. Cabe mencionar que otros estudios indican que solo el litoral del Perú cuenta con un potencial eólico de 57 000 MW.

3. Energía Solar. El Perú cuenta con niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de parques solares para la producción de electricidad tanto para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) como para los sistemas aislados ubicados principalmente en zonas rurales, entre otras aplicaciones Diferentes a la electricidad. La factibilidad técnica y

económica de los proyectos solares depende de las oportunidades de inversión, aprovechando las ventajas competitivas que ofrecen las normas peruanas a las energías renovables, así como del avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura. Aunque no se ha estimado el potencial en términos de proyectos solares para generación eléctrica, se dispone de un Atlas Solar que contiene los registros de radiación solar promedio por rangos para cada mes del año, lo cual constituye una guía importante para los interesados en el desarrollo de proyectos solares. El Perú cuenta con niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de parques solares para la producción de electricidad tanto para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) como para los sistemas aislados ubicados principalmente en zonas rurales, entre otras aplicaciones Diferentes a la electricidad. La factibilidad técnica y económica de los proyectos solares depende de las oportunidades de inversión, aprovechando las ventajas competitivas que ofrecen las normas peruanas a las energías renovables, así como del avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura. Aunque no se ha estimado el potencial en términos de proyectos solares para generación eléctrica, se dispone de un Atlas Solar que contiene los registros de radiación solar promedio por rangos para cada mes del año, lo cual constituye una guía importante para los interesados en el desarrollo de proyectos solares.

4. Energía geotérmica. Desde el año 1977 se han efectuado diversos estudios sobre el potencial geotermal, los cuales definieron la ubicación de los Campos geotermales en 6 regiones:

4.1 Región I Cajamarca, La Libertad.4.2 Región II Callejón de Huaylas.4.3 Región III Churín.4.4 Región IV Zona Central.4.5 Región V Eje Volcánico del Sur.4.6 Región VI Cusco Puno.

Al respecto, en diciembre del año 2009, se inició la cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JBIC, por sus siglas en inglés) y el MINEM para la elaboración del Plan Maestro de Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú. Los estudios preliminares han estimado un potencial de 3 000 MW a nivel nacional. Asimismo, hay estudios de factibilidad sobre 02 proyectos con un total de 200 MW como mínimo, ambos están ubicados en la región V de la Cadena Volcánica del Sur, región de Tacna, en los campos geotérmicos de Borateras (50 MW) y

Calientes (150 MW), respectivamente. Actualmente, las empresas a las que se les ha otorgado derechos o autorizaciones para la exploración del recurso geotérmico están desarrollando estudios adicionales.

5. Energía de Biomasa. A la fecha todavía no se han realizado estudios para determinar el potencial de biomasa en términos de capacidad de proyectos de generación eléctrica. Al respecto se estima que con los residuos agroindustriales actuales se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con el uso de biogás. Esta estimación se basa en los registros de producción del año 2 009 de residuos agroindustriales en plantas de procesamiento de caña de azúcar, cáscara de arroz, algodón, trigo, espárrago y los residuos forestales provenientes de los aserraderos.

6. Hidrocarburos. En el Perú existen 18 bases sedimentarias con posibilidades de producción de hidrocarburos sobre las cuales se desarrollan actividades de exploración y explotación de petróleo y gas natural en base a los contratos que se establecen con el Estado. Asimismo, existen plantas de procesamiento y de almacenamiento de hidrocarburos en diversas partes del país. Con respecto a los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, en el país se cuenta con el Oleoducto Norperuano y el Sistema de Transporte del Gas de Camisea.

Prospectiva del sector eléctrico.

La prospectiva del sector electricidad contribuye a garantizar el abastecimiento de energía y la viabilidad del sector en el largo plazo, además de asegurar su conducción responsable y promover el crecimiento de la industria y la minería en el Perú. Actualmente, con la participación de la inversión nacional y extranjera, se está fortaleciendo la infraestructura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para lo que se ha previsto la expansión del Sistema de Transmisión y la construcción de más centrales hidroeléctricas y térmicas, incluyendo las de tipo solar, eólicas, de biomasa y biogás, entre otras.

1. Proyección de la demanda. La proyección de la demanda de electricidad que se presenta a continuación es una estimación preliminar de los requerimientos de energía y potencia del país. Este análisis se realiza para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a nivel nacional, incorporando a los pequeños sistemas eléctricos aislados, mientras sea técnica y económicamente factible. En general, la demanda de electricidad del SEIN seguirá incrementándose en proporción a las necesidades de la población y de sus diversas actividades económicas.1.1 Escenarios de la demanda energética. En esta proyección hay tres

escenarios básicos: Optimista, medio y conservador. Estos escenarios

reflejan de mayor a menor, la probabilidad de demandas futuras que dependen mucho de la situación económica nacional e internacional, así como de las decisiones de inversión de los grandes consumidores de electricidad (mineras, manufactureras, etc.), y de los pequeños, pero masivos usuarios finales. Estos últimos conformados por familias y hogares que desean alcanzar un nivel de bienestar adquiriendo equipos eléctricos en función de su capacidad adquisitiva. En un escenario optimista se estima que entre los años 2011 a 2030, el incremento total de la demanda de potencia del SEIN será de 17 598 MW, adicionales a la demanda actual de 4 961 MW, registrada en diciembre de 2011. Es decir, se incrementará casi 04 veces más sobre el valor actual. En el mismo escenario se estima que durante los primeros 05 años (2011-2015) la demanda del SEIN se incrementará en un promedio de 857 MW/año con un crecimiento promedio de 13%. Respecto a los siguientes 03 quinquenios y hasta el año 2030, los crecimientos anuales promedio podrían ser menores, 8%, 6% y 6%, respectivamente. Sin embargo, le corresponde mayores valores de incremento promedio anual (808, 847 y 1 154 MW/año). Por lo general, el mayor incremento de la demanda corresponde a las denominadas cargas vegetativas, es decir a los consumos relacionados al crecimiento de la población y al PBI (hogares, comercios e incluso medianas industrias). A éstas se suman las cargas de los grandes proyectos, principalmente de posibles nuevos proyectos mineros, que a diferencia de la carga anterior posee una probabilidad de ocurrencia más subjetiva, se analiza de manera independiente. Y por último, las cargas adicionales como las incorporaciones de los pequeños sistemas aislados al SEIN, algunas cargas especiales y “otras cargas”, las cuales se refieren a las cargas propias de la operación del sistema como pérdidas eléctricas y al consumo propio de las centrales de generación. Respecto a los grandes proyectos, cabe destacar que en un escenario optimista, el incremento total de estas cargas entre los años 2011 a 2030 sería de 3 761 MW, donde las mayores demandas pertenecerían a los proyectos: Toromocho (220 MW), Hierro Apurímac Nº 2 (180 MW), Los Calatos (180 MW) y Opabán (180 MW), entre otros. En el caso de los otros escenarios se estima la probable situación futura de los proyectos, es decir se retrasa la fecha de puesta en operación, se disminuye el tamaño de la carga o no es considerado.

1.2 Demanda de energía eléctrica. En unidades de energía, y en un escenario optimista, se estima que entre los años 2011 a 2030, el incremento total de la demanda de energía del SEIN sería de 119 TW.h adicionales a la demanda anual actual de 32,6 TW.h registrada en el año 2011. Es decir, se demandará casi 04 veces más sobre el valor actual. En la misma lista de proyectos y escenarios se estima que en 05 años (2011–2015), la demanda de energía del SEIN se incrementaría en un promedio de 5,8 TW.h/año a un crecimiento promedio de 12%. En los siguientes 03 quinquenios, entre los años 2016 a 2030, los crecimientos promedio podrían ser de 8%, 6% y 6%, mientras que sus incrementos promedio corresponderían a 5,6, 5,7 y 7,8 TW.h/año, respectivamente.

2. Perspectivas de

ofertas de generación. En un escenario medio, la suma de proyectos previstos para los años 2011 a 2015 aportará al SEIN un incremento promedio de 869 MW/año. Esta oferta está compuesta por

Grandes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de gas natural y centrales basadas en energías renovables, como las centrales hidroeléctricas menores de 20 MW, parques eólicos y solares, y centrales eléctricas de biomasa. En los siguientes tres quinquenios, del año 2016 al 2030, los incrementos podrían ser de 645, 850 y 875 MW/año, respectivamente, considerando mantener un margen de reserva promedio de 41% (valor referencial solo para la presente evaluación, y calculado respecto a la proyección de demanda del escenario medio). Es decir, se estima que en un escenario medio, el incremento total de la oferta de generación que requeriría el país entre los años 2011 a 2030 sería de 17 148 MW. Respecto a los proyectos previstos hasta el año 2016, estos

suman 5 079 MW y destacan por su potencia los proyectos C.H. Chaglla (406 MW), Cerro del Águila (402 MW), C.T. Fénix (520 MW), las centrales de reserva fría con un total 800 MW y el grupo de proyectos eólicos, solares y biomasa con un total de 348 MW. Asimismo, están evaluándose otros proyectos y la tecnología correspondiente, teniendo en cuenta que deben entrar en operación a partir del año 2019. De modo que hasta el año 2030 se obtenga una oferta adicional de 10 810 MW para mantener un margen de reserva de 35%. Respecto al margen de reserva, éste se refiere a disponer en reserva a centrales eléctricas con cierta rapidez de operación, a fin de atender los casos de indisponibilidad programada o fortuita de otras centrales eléctricas, y también en algunos casos para cubrir grandes incrementos inesperados de la demanda. Otra de las razones para un margen de reserva es la indisponibilidad natural o impredecible reducción del aporte de producción eléctrica de las centrales eólicas y solares, la cual se debe a que estos tipos de centrales poseen una operación intermitente que depende de la disponibilidad del viento o de la intensiva radiación solar durante el día. Lo mismo, pero con menor variabilidad, ocurre en las centrales hidroeléctricas que no utilizan embalses o presas, y en donde la producción eléctrica depende directamente de los ciclos de avenida o estiaje de los caudales de los ríos. Para los otros escenarios, el año de puesta en operación de los proyectos previstos podría extenderse dependiendo de los efectos fortuitos que afecten la inversión comprometida. Al respecto, algunos de los proyectos están en etapa de estudio y dependen de las decisiones de inversión del sector empresarial. Cabe recordar que según la política de promoción de las energías renovables se estableció el objetivo de 5% en participación de las energías renovables, sin considerar hidroeléctricas RER, respecto a la demanda nacional de energía. El MINEM puede modificar la manera a fin de elevar o mantener dicha participación cada 05 años.

3. Perspectivas de la transmisión.

3.1 Demanda de reforzamiento y ampliación. El incremento de la demanda y la oferta eléctrica obliga a reforzar el sistema de transmisión para permitir el transporte de mayor flujo de electricidad. Este refuerzo consiste en incrementar el número de líneas sobre las torres de transmisión existentes, si están preparados para ello, o en su defecto construir más torres de transmisión con rutas paralelas o alternas a las existentes. Una forma relativamente económica de ampliar la capacidad de transporte es utilizar mayores niveles de voltaje o tensión para lo

cual se requieren torres eléctricas de mayor tamaño). Por esta razón, y debido a que se pronostican grandes incrementos de demanda y oferta en el país, se están construyendo redes de transmisión con tensiones de 500 kV, con la visión de extenderlas a nivel nacional y consolidarlas como una vía que soporte grandes bloques de electricidad en toda la ruta del SEIN. Esta vía permitirá aprovechar la energía producida por los grandes proyectos nacionales de generación e incluso la oferta eléctrica de otros países a través de una interconexión internacional. El siguiente nivel de tensión, y el más importante, es el de 220 kV, cuyas rutas existentes se reforzarán en el corto plazo, mientras que en el mediano plazo se extenderán hacia sistemas eléctricos aislados.

3.2 Plan de transmisión. El reforzamiento del sistema de transmisión a nivel nacional se desarrolla satisfactoriamente en el marco de la normativa del subsector eléctrico que estableció la elaboración de un Plan de Transmisión, propuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para la aprobación del MINEM y con opinión previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).La normativa establece también que hasta desarrollar y publicar el primer Plan de Transmisión, ésta se desarrollará de acuerdo al Plan Transitorio de Transmisión. En el capítulo 08 del documento están los proyectos de transmisión en ejecución según el Plan Transitorio, así como los principales proyectos propuestos en la actualización del Plan de Transmisión 2013-2022, publicado en abril de 2012.

4. Interconexión internacional. Las interconexiones con otros países tienen la finalidad de incrementar la seguridad y confiabilidad de suministro de un sistema de transmisión. Además, crean oportunidades comerciales o de mercado para empresas integrantes del sistema, lo cual puede llevar a hacer económicamente factible el desarrollo de grandes proyectos de generación. El Estudio “Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022” explica importantes aspectos relacionados con el desarrollo de las interconexiones internacionales del Perú con los países limítrofes, hacia el mediano y largo plazo. Hasta el año 2022, se estima que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional-SEIN contará con un sistema de transmisión de 500 kV que asegure el transporte de energía generada por las futuras centrales que conforman la oferta de generación y, las facilidades que permita tener capacidad de intercambio de electricidad conforme a los acuerdos binacionales o regionales que se suscriban. En el

citado estudio se indica que los proyectos de interconexiones internacionales generalmente se desarrollan con fines específicos tales como la integración de mercados, exportación o importación de electricidad a partir de centrales eléctricas predefinidas, el aprovechamiento conjunto de complementariedades hidrológicas pudiendo incluir el manejo de capacidades de regulación hídrica estacional o multianual. Existen importantes avances sobre los acuerdos efectuados con la Comunidad Andina de Naciones - CAN y algunos países limítrofes, que a continuación se detalla :

4.1 Acuerdo Regional CAN: Acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica según Decisión 757 de agosto del 2011.

4.2Convenio Binacional de Integración Energética Perú-Brasil, suscrito en mayo del 2008.

4.3 Acuerdo Binacional Perú - Brasil, suscrito en junio del 2010.

El Perú posee una ubicación geográfica favorable en la Región que permite crear oportunidades comerciales, como impulsar la exportación - importación de energía con los países vecinos. Actualmente, se ha logrado la interconexión con el Ecuador y avances de negociaciones energéticas con Brasil. A continuación se describe la situación actual y las oportunidades que se prevé a futuro:

4.4 Interconexión Perú – Ecuador: actualmente el país está interconectado con Ecuador a través de la línea de transmisión Zorritos - Machala de 220 kV. Se cuenta con un enlace de capacidad limitada (160 MW de transferencia de carga a 220 kV) y es utilizada para suministros extraordinarios de emergencia entre los dos países. Al culminar la construcción de redes de transmisión, se optimizará la Interconexión en Extra Alta Tensión que facilitará la complementariedad hidrológica de Perú y Ecuador, en el mediano y largo plazo.

Además, existen posibilidades de desarrollo de:

4.5 Interconexión Perú - Brasil: En la Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión – PPT se desarrolló un esquema de conexión para los proyectos considerados en el Acuerdo Binacional que contempla el suministro al SEIN y exportación al Brasil.

4.6 Interconexión Perú – Colombia: Los alcances geográficos de los sistemas interconectados nacionales del Perú y Colombia están muy

alejados de las fronteras, sin embargo es posible en un futuro previsible contar con un enlace físico de interconexión entre los dos países, de manera indirecta, a través del Ecuador. En el largo plazo, podría implementarse la integración eléctrica Perú – Ecuador – Colombia.

4.7 Interconexión Perú - Bolivia: a futuro, tanto Perú como Bolivia podrían exportar excedentes energéticos. Bolivia con una base de oferta de generación térmica a gas natural de bajo costo y el Perú con un fuerte componente hidráulico.

4.8 Interconexin Perú - Chile: en el mediano plazo, se prevé la implementación del plan vinculante de la Propuesta del Plan de Transmisión en el Sur del Perú, que contaría con un sistema de transmisión a 500 kV en puntos muy cercanos a la frontera (Montalvo, Moquegua). Este reforzamiento sería primordial, si en la oferta futura para el Sur se prevé proyectos de generación térmica a gas natural así como hidroeléctricas.

Cabe señalar, que las decisiones de interconexión parten de acuerdos políticos, y de los resultados de un análisis técnico y económico sobre los impactos, como la variación de precios de electricidad, la complementariedad de los recursos energéticos; entre otros aspectos importantes que permitan conocer el costo-beneficio de la inversión.

Portafolio de proyectos de generación.

1. Concesiones definitivas. 1.1 Proyectos hidroeléctricos. Al 1ro de agosto de 2012 se registraron 15

concesiones definitivas en proyectos de generación hidroeléctrica, lo que hace un total de 2 343,5 MW de potencia y US $ 4 202 millones de inversión. Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el Estado para la implementación de los proyectos y su puesta en marcha.

1.2 Proyectos RER. Al mes de agosto de 2012 se registraron 19 concesiones definitivas de generación RER con un total de 438,1 MW, conformado por 12 hidroeléctricos (210,5 MW), luego 02 proyectos eólicos (110 MW) y 05 proyectos solares (117,5 MW). Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el Estado para la implementación del proyecto y su puesta en marcha.

2. Concesiones temporales. 2.1 Proyectos hidroeléctricos. Al mes de agosto de 2012 se registraron 14

concesiones temporales para la realización de estudios de proyectos de

generación hidroeléctrica. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 2 267,3 MW.

2.2 Proyectos eólicos. Al mes de agosto de 2012 se registraron 04 concesiones temporales para la realización de estudios de proyectos de generación eólica. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 644 MW.

2.3 Proyecto solar. En el MINEM se registró una concesión temporal de 100 MW.

3. Autorizaciones. 3.1 Proyectos termoeléctricos. Al mes de agosto de 2012 se registraron 10

autorizaciones para proyectos termoeléctricos. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 2.188 MW. Estos proyectos se encuentran en etapa de ejecución de obras.

3.2 Autorización Geotérmica. Al 1ro de agosto de 2012 se registraron 20 autorizaciones otorgadas para la exploración del recurso geotermal con fines de iniciar estudios sobre posibles proyectos geotérmicos para la generación de electricidad.

4. Proyectos de energías renovables con adjudicación (entrega) de contratos de suministro de electricidad. 4.1 Primera subasta. Primera Subasta En la Primera Convocatoria, con

fecha 12 de febrero de 2010, se adjudicaron contratos de suministro de electricidad a 17 proyectos hidroeléctricos (162 MW), 03 proyectos eólicos (142 MW), 02 proyectos de biomasa (27 MW) y 04 proyectos solares fotovoltaicos (80 MW). En la Segunda Convocatoria, con fecha 23 de julio de 2010, se adjudicó 01 proyecto hidroeléctrico (18 MW). En total se adjudicaron 429 MW y 2 972 GW.h/año de generación proveniente de fuentes renovables.

4.2 Segunda subasta. En la Primera Convocatoria, con fecha 23 de agosto de 2011, se adjudicaron 07 proyectos hidroeléctricos (102 MW), 01 proyecto solar fotovoltaico (16 MW), 01 proyecto eólico (90 MW) y 01 proyecto de biomasa con residuos urbanos (2 MW). En total se adjudicaron un total de 210 MW y 1 153 GW.h/ año provenientes de fuentes renovables. En resumen, ambas subastas adjudicaron contratos a 25 proyectos hidroeléctricos RER (Recursos energéticos renovables) con un total de 282 MW y 1 764 GW.h/año. En el grupo de proyectos eólicos (04), solares (05) y biomasa (03) el total fue de 357 MW y 2 360 GW.h/año. Al mes de agosto de 2012, estuvieron en proyecto 18 centrales hidroeléctricas RER con un total de 234 MW y 1 500 GW.h/año, y respecto a las otras tecnologías. Luego de la puesta en operación de la centrales de biomasa Cogeneración Paramonga y Huaycoloro queda un total de 330 MW y 1 217 GW.h/año. Cabe resaltar

que si se proyectara por 05 años la energía adjudicada al grupo de proyectos eólicos, solares y biomasa, la participación respecto a la demanda proyectada de energía del SEIN en el escenario medio, resultaría ser de un máximo de 5% hasta el año 2013 y luego disminuiría a 4% hasta el año 2015. Es decir, se cumpliría el objetivo RER de 5% hasta el año 2013 en un escenario medio de la demanda proyectada.

5. Proyectos de centrales hidroeléctricas No RER con adjudicación (entrega) de suministro eléctrico. El 12 de octubre del año 2010, a través de una subasta de suministro de electricidad organizada por el Estado para promover la construcción de grandes centrales hidroeléctricas, la Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. (SN Power) obtuvo la buena pro de un contrato de suministro para cubrir 109 MW de la demanda del mercado regulado (servicio público de electricidad) a partir de julio del 2014 y por un periodo de 15 años. La electricidad será producida con su proyecto C.H. Cheves de 168 MW. La licitación estuvo a cargo de PROINVERSIÓN. La empresa Cheves fue la única postora, de los 09 que precalificaron a la licitación, que presentó su oferta técnica y económica para la entrega de concesiones de hasta 500 MW en contratos de suministro. El 24 de marzo del año 2011, PROINVERSIÓN otorgó la buena pro a las empresas Huallaga, EgeCusco y Luz del Sur para el suministro de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

6. Proyectos en licitación. Por encargo del MINEM, PROINVERSIÓN conduce el proceso de licitación del Proyecto de Generación Termoeléctrica para la Reserva Fría de Generación en Pucallpa y Puerto Maldonado, con una potencia conjunta de entre 50 y 58 MW.

7. Proyectos sin concesión definitiva otorgada. Existe la oportunidad de compromiso en inversiones de proyectos que se encuentran con concesión temporal, dado que son principalmente concesiones para realizar estudios. En el caso de las hidroeléctricas también existen referencias de estudios anteriores a nivel nacional, como el Estudio de Evaluación Preliminar del potencial Hidroeléctrico-HIDROGIS (Proyectos menores de 100 MW) y el estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN). En lo que concierne a otros energéticos, los mapas de potencial eólico solar pueden dar importantes referencias de ubicación de posibles proyectos de generación, luego de discriminar las áreas protegidas y las áreas con concesión definitiva de centrales eléctricas en construcción o existentes.

Portafolio de proyectos de transmisión

1. Proyectos de la Propuesta de Plan de Transmisión. De acuerdo al primer plan, los proyectos desarrollados con el Plan Transitorio de Transmisión permiten la operación del sistema de potencia que cumple con lo establecido por norma hasta el año 2013. En el siguiente cuadro se propone que a partir del 01 de enero de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2014 se ejecuten los siguientes proyectos vinculantes:

1.1 L.T. 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Moquegua (900 km) y subestaciones asociadas para su puesta en operación en el año 2015, con la finalidad de cumplir con el criterio beneficio/ costo de confiabilidad N-1. Monto estimado de inversión de US$ 372 millones (sin incluir IGV).

1.2 L.T. 220 KV, Azángaro - Juliaca - Puno (114 km) y subestaciones asociadas para su puesta en operación en el año 2015. Monto estimado de inversión de US $69 millones (sin incluir IGV).

En la propuesta del Plan de Transmisión 2013- 2022 se han previsto proyectos vinculantes de repotenciaciones como incrementos de capacidad o modificaciones de 927 km de líneas de transmisión de 220 kV que requieren una inversión estimada de US $3,6 millones. En el siguiente cuadro se observan estos proyectos. Cabe señalar que la propuesta del Plan de Transmisión entrará en vigencia en enero de 2013. Y en lo que respecta a los proyectos no vinculantes, estos se revisarán en los estudios de los siguientes planes de transmisión.

2. Proyectos en desarrollo. 2.1 Plan Transitorio. Al mes de abril de 2012 se encuentran en desarrollo

nuevas líneas de transmisión de 220 kV y 500 kV y subestaciones asociadas, las cuales suman en total una longitud de 1 015 km, y US $441millones de monto de inversión. Estos proyectos forman parte del Plan Transitorio de Transmisión y son el resultado de diversos procesos de licitación.

2.2 Proyectos por ampliación de contratos existentes. El MINEM por acuerdo de partes con las empresas de transmisión que poseen redes en operación desarrolló adendas a los contratos existentes con la finalidad de comprometer proyectos de reforzamiento y de ampliación del sistema de transmisión. Al mes de abril de 2012, el monto de inversión comprometida asciende a US $74,5 millones (sin incluir IGV). Las empresas que realizarán estas inversiones son Red de Energía del Perú S.A. (US $87 millones) e ISA Perú S.A.

3. Proyectos en licitación. Por encargo del MINEM, y a través de PROINVERSIÓN, está en curso el proceso de licitación de 03 proyectos de inversión:

3.1 LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba y subestaciones asociadas.

3.2 LT 220 kV Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y subestaciones asociadas.

3.3 LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y las subestaciones asociadas.

INDICE

VISION DE PLANIFICACIÓN DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ

Recursos energéticos.

1. Hidroenergía.2. Energia Eolica.3. Energia Solar4. Energia geotérmica5. Energia de Biomasa6. Hidrocarburos

Prospectiva del sector eléctrico

1. Proyeccion de la demanda

1.1 Escenarios de la demanda energética

1.2 Demanda de energía eléctrica

2. Perspectivas de ofertas de generación3. Perspectivas de la transmisión

3.1 Demanda de reforzamiento y ampliación

3.2 Plan de transmisión

4. Interconexión internacional

4.1 Acuerdo Regional CAN

4.2 Convenio Binacional de Integración

4.3 Acuerdo Binacional Perú - Brasil

4.4 Interconexión Perú – Ecuador

4.5 Interconexión Perú - Brasil

4.6 Interconexion Peru – Colombia

4.7 Interconexión Perú - Bolivia

4.8 Interconexin Perú - Chile

Portafolio de proyectos de generación.

1. Concesiones definitivas

1.1 Proyectos hidroeléctricos

1.2 Proyectos RER

2. Concesiones temporales

2.1 Proyectos hidroeléctricos

2.2 Proyectos eólicos

2.3 Proyecto solar

3. Autorizaciones

3.1 Proyectos termoeléctricos

3.2 Autorización Geotérmica

4. Proyectos de energías renovables con adjudicación (entrega) de contratos de suministro de electricidad

4.1 Primera subasta

4.2 Segunda subasta

5. Proyectos de centrales hidroeléctricas No RER con adjudicación (entrega) de suministro eléctrico.

6. Proyectos en licitación7. Proyectos sin concesión definitiva otorgada

Portafolio de proyectos de transmisión

1. Proyectos de la Propuesta de Plan de Transmisión2. Proyectos en desarrollo

2.1 Plan Transitorio

2.2 Proyectos por ampliación de contratos existentes

3. Proyectos en licitación

BIBLIOGRAFIA

LINKOGRAFIA

Sección Publicaciones de: http://www.minem.gob.pe/

Sección informes y publicaciones de: http://www.snmpe.org.pe/

Sector eléctrico en el Perú: http://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_el_Per%C3%BA