Observatorio Energético

La “Masificación” del Uso del Gas Natural

noreply@blogger.com (ezolezzi) — Sat, 31 Mar 2012 21:02:00 +0000

El domingo 25 de marzo pasado, en el suplemento Portafolio de El Comercio, en la sección En Debate, se publicó dos comentarios/artículos sobre un tema muy actual en Perú, la "masificación" del uso/consumo del gas natural. El Ing. John Hartley, presidente del Comité de Energía de la SNI, escribió uno de los artículos y yo fui el autor del otro.

Debido al interés que todavía existe sobre el tema, por los anuncios recientes del gobierno, reproduzco a continuación mis comentarios. Al final también pueden leer directamente lo publicado en Portafolio.

El acceso de la población a fuentes modernas de energía es una de las metas principales de desarrollo de los países. En el caso de Perú esta meta es un imperativo, por tener muy bajo acceso y uno de los recursos energéticos más preciados, el gas natural (GN). Sin embargo, lograr esta meta no es fácil. Veamos porqué.

Cada combustible tiene su economía y su propia dinámica de mercado. Aún para un mismo combustible como el GN, hay un mercado para el GN licuado, otro para el GN comprimido y otro diferente para el GN distribuido por tuberías. Existe también competencia entre combustibles sustitutos. Por ejemplo, para la generación de calor casi todos los combustibles fósiles pueden competir. Hay también usos alternativos para un mismo recurso, por ejemplo el GN para petroquímica y para la generación eléctrica.

Para el suministro energético domiciliario (principalmente de calor) tenemos dos alternativas: el GN y el GLP (gas licuado de petróleo), ambos producidos en los yacimientos de Camisea. El GLP es más flexible para su comercialización pero su precio es de mercado. El GN requiere de ductos (reales o virtuales) para su distribución, a altos costos, pero tiene un precio regulado. La red de ductos para la distribución de GN solo se justifica para un cierto nivel de demanda, mientras que la distribución del GLP ya existe en gran parte y es mucho más fácil y económico su ampliación.

El otro tema es el de subsidios. Si uno quiere ser cínico diría, si todo el mundo lo hace porqué nosotros no (es notorio el subsidio a la producción petrolera en USA o a las energías renovables en Europa). Además ya lo venimos haciendo con las gasolinas de bajo octanaje, el diesel, el Fondo de Compensación Social Eléctrica, la electrificación rural y con el gas natural en Lima (y en Ica pronto).

Hay una base económica para los subsidios a ciertos consumidores (una diferenciación de precios ayuda a capturar el excedente del consumidor de los usuarios más pobres). Entonces, ¿se puede emplear subsidios para “promover” una cierta política energética?; yo diría que sí, sujeto a: (i) que los subsidios sean económicamente eficientes; y (ii) que estén limitados en cantidad y alcance (sólo al segmento más pobre de la población). Además, el diseño de los subsidios debe cuidar de no introducir distorsiones significativas en el mercado (tarea muy compleja, por cierto).

La formula “mágica” que han venido empleando las autoridades sectoriales en este tema -con el beneplácito de los diferentes gobiernos (y el MEF)- es el uso del subsidio cruzado para todo. Esto ha funcionando porque el impacto del subsidio a los que tienen que pagarlo ha sido relativamente bajo, hasta ahora. La pregunta es ¿cuánto va a representar el subsidio a la red nacional de gasoductos (comenzando con el Andino del Sur) y a las redes de distribución para la “masificación” del gas natural? He ahí el quid del asunto.

A continuación se puede leer los artículos publicados en Portafolio.

Segundo Año de Observatorio Energético

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Sat, 31 Dec 2011 23:21:00 +0000

Estamos terminando el 2011 y el segundo año de la publicación del Observatorio Energético. He publicado 19 artículos en este año y espero superar esta meta el 2012 y hacer lo posible por tener no menos de un artículo por mes. Veremos como nos va.

Aprovecho la fecha para desearles a mis lectores unas felices fiestas de fin de año y lo mejor para el 2011.

Quisiera terminar con el video: Nuestra Casa - HOME

Tal como dice Yann Arthus-Bertrand: "Estamos viviendo un periodo crucial. Los científicos nos dicen que solo tenemos 10 años para cambiar nuestros modos de vida, evitar de agotar los recursos naturales y impedir una evolución catastrófica del clima de la Tierra. Cada uno de nosotros debe participar en el esfuerzo colectivo, y es para sensibilizar al mayor número de personas que realizé la película HOME."

¿Qué Pasó en Durban? - La Mas Reciente Negociación Sobre el Cambio Climático

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Sat, 31 Dec 2011 19:04:00 +0000

La 17ª Conferencia de las Partes (COP-17) de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), se clausuró el domingo 11 de diciembre de 2011, un día y medio después de la fecha originalmente prevista para su fin. Dos semanas de negociaciones internacionales sobre el clima terminaron en: "un acuerdo no vinculante para llegar a un acuerdo el año 2015, para ver si en el año 2020 se puede tener a todos los países bajo un mismo régimen jurídico respecto al cambio climático." No, no está Ud. leyendo mal, ese trabalengua "de un acuerdo no vinculante para acordar" es lo que se acordó.

Para muchos, esta conferencia fue un total fracaso. Para los burocratas de la ONU el ressultado no es tan malo: casi seguros 10 años más de negociaciones sobre el tema y el "éxito" de un segundo período de cinco años de compromiso del Protocolo de Kyoto (aunque con Canadá fuera) y, según sus propios cometarios, "elaboraciones potencialmente importantes en los diversos componentes de los Acuerdos de Cancún."

Desde que se empezó ha examinar un nuevo acuerdo sobre el cambio climático, era claro que un esquema similar al Protocolo de Kyoto - con su estructura de objetivos relativamente ambiciosos para un pequeño conjunto de países industrializados (aquellos países incluidos en el Anexo I) y sin ninguna meta o restricción para un conjunto mucho mayor de otras naciones en el mundo (las que no están incluidas en el Anexo I) - sería fundamentalmente inviable, por defectuoso, como base para abordar el problema del cambio climático de una manera significativa, es decir, de una manera que pueden llegar a limitar el aumento de la temperatura global a no más de 2 o 3 grados centígrados por encima de los niveles pre-industriales.

Claramente, en este tema del cambio climático, cada país hace su propio juego. La China y la India quisieran que un esquema como el establecido en el Protocolo de Kyoto, sin ningún compromiso por su parte, continue sin cambios (aún más para la China, que ha logrado "capturar" un alto porcentaje de los fondos del PK por medio de proyectos que hacen uso del MDL, siendo hoy en día uno de los grandes emisores de gases de efecto invernadero - GEI).

En Durban, la China y La India (y otras grandes economías emergentes como Brasil) han tenido que aceptar que no pueden continuar en una condición de privilegio sin ningún tipo de compromiso para reducir sus propias emisiones de GEI; sin embargo, insisten en que no se les puede medir igual que a los países desarrollados, que tienen una larga historia como grandes emisores de GEI. Con este objetivo, este grupo de países trata de poner de su lado a países en vias de desarrollo que reclaman también un mejor trato, ya que serían las principales "victimas" de los efectos negativos del cambio climático, aún cuando estos dos grupos de países no tienen intereses comunes al respecto.

La posición de la Unión Europea (UE) sobre el cambio climático es claramente la más coherente. Europa ya se ha comprometido con un programa propio de reducción de GEI bajo el régimen de comercio de emisiones de la Unión Europea (EU ETS). Esto hizo que la UE entrara a Durban con la propuesta de un segundo período de compromiso vinculante del Protocolo de Kioto, que tendría para ellos un costo mínimo, si las compensaciones continúan siendo puestos a disposición de los países no-Anexo I en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto (MDL).

Es claro que la UE salió con la suya, y sintió que la decisión (forzada?)de China e India a firmar un nuevo régimen global que los incluya, aunque con ciertas restricciones, fue un gran paso en la lucha contra el cambio climático. La UE también propuso "un acuerdo para comenzar a trabajar en un pacto de futuro global que incluya a todos los países" (el famoso "acuerdo no vinculante para acordar"). Por otra parte, mientras que un segundo período de compromiso del Protocolo de Kyoto ha sido asegurado, no ha habido ningún aumento en las metas de reducción de emisiones que los países industrializados ya habían tomado.

Los Estados Unidos no es Parte del Protocolo de Kyoto y siempre ha preferido discuciones/negociaciones multilaterales voluntarias que reunen a las principales economías desarrolladas del mundo, como el Foro de las Principales Economías o MEF (un espacio multilateral para discutir, no negociar, fuera de la CMNUCC, que reune a los países emisores más importantes), y el Grupo de los 20 (reuniones periódicas de los ministros de finanzas - y, a veces los jefes de gobierno - de las veinte economías más grandes del mundo).

Por otra parte, Canadá, Japón y Rusia han indicado que no se ocuparán de los objetivos en el segundo período de compromiso del Protocolo de Kyoto (Canadá ha ido mas lejos, retirándose del PK). Nueva Zelanda y posiblemente Australia van hacer lo que habrían hecho de todos modos.

Y el Perú, qué tiene que decir al respecto? La verdad es que países como el Perú, con economías pequeñas o medianas con huellas de carbono insignificantes, no tienen nada en común, en el tema del cambio climático, con los países desarrollados o con otras grandes economías emergentes como China, India o Brasil. En lo que respecta al cambio climático, debemos tener en nuestro país una politica propia, coordinada internacionalmente con el grupo de países que tengan interesses similares con el nuestro.

El siguiente documento resume los resultados de la reunión de Durban (cuando tenga disponible la versión en español, la pondré a disposición de los lectores):

Panel Sobre Smart Grids - III Congreso Internacional de Regulacion

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Fri, 30 Dec 2011 17:35:00 +0000

En abril escribí el artículo "Redes Inteligentes: Hoja de Ruta Tecnológica - Informe de la AIE", dando cuenta de la publicación, por la Agencia Internacional de Energía, de un documento que sintetizaba el estado de esta tecnología y una hoja de ruta a seguir. En este segundo artículo sobre el tema, describo brevemente (en la presentación que hice) un primer acercamiento al tema desde la perspectiva de un país como el Perú, con problemas y situación sectorial muy diferentes a la de los países desarrollados, donde estas tecnologías se están implementando. La presentación la hice en el Panel sobre Smart Grids durante el III Congreso Internacional de Regulación organizado por el Osinergmin, en octubre pasado.

¿Qué es una Red Eléctrica Inteligente (Smart Grid)?
Las redes inteligentes, como lo dice Michele de Nigris, de la Ricerca Sistema Energetico (RSE) de Italia y consultor senior de la CEPAL, "representan la evolución de las redes eléctricas hacia una moderna infraestructura, que por medio de una estrecha integración entre la energía y la información, es capaz de incluir adecuadamente las fuentes no convencionales de energía renovable, como la eólica y la solar, para proporcionar al usuario final un papel activo en la gestión de la energía (a través de la generación dispersa y la administración de la demanda), y por lo tanto mejorar la seguridad y calidad del suministro."

En nuestra región el tema es introducido, en forma organizada, en el 2009 con un acuerdo entre la CEPAL y el Ministerio de Desarrollo Económico de Italia, Bajo la iniciativa y liderazgo del Ing. Marcello Copra. Durante el 2010 y 2011 se ha venido desarrollando una primera fase de este acuerdo, organizándose una serie de eventos técnicos y conferencias en varios países de la región. El siguiente es un decálogo establecido por la CEPAL para el desarrollo de las REI en América Latina:

1. Elaborar “Hojas de Ruta” Nacionales y Regionales para las Redes Eléctricas Inteligentes

Visión y análisis de la madurez tecnológica
Identificar barreras al desarrollo de las tecnologías REI

2. Desarrollar Marcos Normativos para las Redes Eléctricas Inteligentes

Gobiernos locales y municipales: introducir el concepto de” Ciudades Inteligentes”
Gobiernos nacionales: insertar las SG en el marco de la política energética

3. Adaptar la Reglamentación Eléctrica para Promover las REI

Reglamentación “ad-hoc” de REI, asignando correctamente los riesgos/premios
Modelos de renta y esquemas de incentivos para los operadores de red
Incluir las REI en los acuerdos internacionales sobre el cambio climático

4. Crear y Difundir Casos Piloto

Remover los obstáculos locales al desarrollo de experiencias positivas
Establecer un Fórum Permanente Latinoamericano sobre SG, para la coordinación y el intercambio de informaciones útiles al desarrollo REI

5. Desarrollar y Demostrar la Viabilidad de las Redes Eléctricas Inteligentes

Promover la aplicación de proyectos demostrativos REI, para validar la integración tecnológica y el modelo de negocio
Elaborar una estrategia tecnológica REI para América Latina, en total coordinación con otras iniciativas internacionales

6. Promover la Aplicación de “Medidores Inteligentes”

Medidores Inteligentes no solo como instrumentos para reducir las pérdidas, sino también como instrumento de servicio social e informativo
Apuntar a casos piloto de tamaños significativos, a fines demostrativos

7. Compartir las Mejores Prácticas y el “Know-How”

Crear un Centro Informativo Regional, donde acumular experiencias internacionales sobre los resultados de los proyectos de implementación REI
Reunir los actores industriales vinculados a la “cadenas REI” para intercambiar las experiencias internacionales con los países de la Región

8. Promover la Estandarización

Incrementar la participación de América Latina en el proceso de desarrollo de los estándares vinculados con las REI
Integrar las nuevas “plataformas” locales con las asociaciones internacionales sobre estándares ya existentes (NIST, IEEE, IEC, ISO, etc.)

9. Construir una Conciencia Pública

Crear un sistema de información integral y transparente para el público
Ayudar a los usuarios a entender el valor económico y las positivas implicaciones socio-ambientales de las REI

10. Reafirmar capacidades y Excelencias Locales

Promover una construcción de capacidad especifica, para establecer las competencias y las experiencias multisectoriales necesarias para implementar las REI
Las importantes competencias técnicas ya existentes en algunos países de la Región deben ser desarrolladas y orientadas hacia las REI

En Perú el Osinergmin ha preferido establecer su propio camino y contratar directamente una consultoría internacional sobre el tema, sin tener definida internamente una cierta política al respecto y una mínima estrategia. Esto contrasta significativamente con vecinos como Chile y Colombia, en los cuales estas nuevas tecnologías están siendo examinadas dentro del contexto del desarrollo de su propio sector energético.

Los siguientes son los pasos que yo he recomendado que se sigan para un tratamiento más sistemático sobre el tema de las Redes Eléctricas Inteligentes (REI):

1ro Establecimiento de un marco general sobre REI, dentro de la política energética nacional, teniendo en cuenta sus amplias interrelaciones con temas como: seguridad de suministro, generación distribuida, generación intermitente de renovables, almacenamiento de energía, administración de carga, eficiencia energética, etc.

El marco general debe considerar las particularidades de la situación energética del país y su limitada huella de carbono presente y futura.
El marco general debe tener como centro de atención al consumidor. Toda implementación de REI debe justificarse por su beneficio-costo directo al consumidor.

2do Conformar una alianza público-privada (que incluya a representantes de los consumidores y el regulador), que establezca y monitoree un programa de estudios, proyectos piloto e implantación de las REI (mirar los ejemplos de Estados Unidos, Europa, y aquí muy cerca, Colombia).

3ro Establecer el marco regulatorio de las REI (podría ser la oportunidad de modernizar la regulación de la distribución). Estudiar muy cuidadosamente el sistema tarifario que se piensa aplicar (como parte de la tarifa general de distribución o como un servicio separado).

4to Iniciar a la brevedad un programa compacto de proyectos pilotos, cuidadosamente diseñados, y financiados con fondos públicos y privados.

Algunas reflexiones finales sobre el tema
Las REI son una evolución tecnológica del sistema de distribución de energía, que combinan las instalaciones eléctricas tradicionales con modernas tecnologías de monitoreo, control y sistemas de información y telecomunicaciones. En una visión futurista, o meta a alcanzar, en la cual las REI permitirían un amplio abanico de servicios a los clientes, mejorar la calidad del suministro, atender eficientemente las necesidades de energía eléctrica futura y gestionar los servicios energéticos de forma óptima.

El incremento de la producción eléctrica en base a fuentes de energía renovable genera un problema operativo creciente de difícil solución en un sistema centralizado de distribución inflexible. Por su propia naturaleza, las renovables son muy difíciles de gestionar a nivel de oferta, por lo que una solución es gestionar la demanda. Si los actuales sistemas de distribución energética no son eficientes con fuentes renovables y no disponemos de mecanismos eficientes y económicos para el almacenamiento de energía, las soluciones pasan por un cambio del modelo de distribución, lo que implicaría tanto a la tecnología como a los usuarios. En esto también las REI serían el camino a seguir.

Si queremos gestionar la demanda sin regular drásticamente a los usuarios debemos proporcionarles herramientas e información para que se pueda descentralizar una buena parte de la gestión de la distribución. Es aquí donde los modelos de REI pueden aportar soluciones. Finalmente, todo debe apuntar a beneficiar al consumidor.

A continuación se muestra la presentación que hice en el congreso.

Congreso Energía 2011: Mesa Retos para el Siguiente Quinqueño

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Mon, 31 Oct 2011 16:23:00 +0000

Hace ya casi un par de meses que no reporto en el blog. En realidad no es que no tuviera algún material de interés para presentarlo, sino más bien ordenar un poco el material y el tiempo necesario para escribir un texto adecuado.

Como el tiempo pasa y nos estamos acercando a fin de año, no quisiera que por segunda vez no cumpla con la meta de publicar por lo menos un artículo al mes. Aunque debo dejar constancia que la otra meta de no menos de 12 artículos al año, ya lo he cumplido con creces.

Lo que tenía en mente después del artículo de agosto sobre Alternativa de Desarrollo Hidroeléctrico en Perú, era publicar una serie de artículos basados en cada uno de los temas que considero prioritarios en el sector energético, los cuales toqué en forma muy resumida en mi presentación en una mesa de discusión sobre Retos para el Siguiente Quinqueño en el congreso Energía 2011: Las Políticas del Nuevo Gobierno para el Sector.

Este objetivo de publicar un artículo por cada tema de mi presentación en Energía 2011 sigue todavía en pie, sin embargo, como ya lo he indicado, es importante que no deje pendiente mucho tiempo de escribir un artículo en este blog. Por esto, lo que estoy haciendo es comenzar por publicar mi presentación en Energía 2011 (del 18 de agosto de 2011), para aquellos no no tuvieron la oportunidad de asistir a ese congreso. Esta presentación puede servir también como índice de los 10 temas que se tratarán en mayor detalle en posteriores artículos, a saber:

1. Cierre de la Brecha de Cobertura del Servicio
2. Abastecimiento y Seguridad de Suministro
3. El Mercado y la Corrección de Deficiencias
4. Parque Económico-Eficiente de Generación
5. Fuentes Renovables de Energía
6. Importación – Exportación
7. Planeamiento Sectorial Integral
8. Marco Institucional y Regulatorio
9. Rol empresarial del Estado
10. Cuestiones Ambientales y Sociales

A continuación se muestra la presentación indicada.

Alternativa de Desarrollo Hidroeléctrico en Perú

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Mon, 01 Aug 2011 12:41:00 +0000

Déjenme resumirlo en una sola frase: el actual sistema peruano de concesiones para el desarrollo de hidroeléctricas está, en mi opinión, agotado o requiere una cirugía mayor.

¿En qué consiste este sistema? En un entramado legal y regulatorio contenido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; y posteriores cambios, ajustes y modificaciones (el último cambio ha sido el DS-041-2011-EM del 20 de julio de 2011); cuyos resultados prácticos en casi veinte años de aplicación desde 1992/1993 han sido muy pobres. Este marco, no solamente ha dado magros resultados, si los medimos en base a la cantidad de megavatios de generación hidroeléctrica que se han incorporado al sistema en estos años, sino que además ha creado vicios, algunos conflictos legales, un mercado artificial/informal de concesiones y esquemas de cabildeo con algunos visos de corrupción.

Necesidad de una Planificación Hidroeléctrica
Si hay un tema en el sector eléctrico que requiere una planificación a mediano y largo plazo es el desarrollo hidroeléctrico (otro es la red troncal de transmisión, que felizmente se incorporó adecuadamente en la Ley 28832). En este tema no cabe solamente una “planificación referencial” ya que estamos hablando de la explotación de un recurso natural, en nuestro caso abundante, de gran potencial económico pero con importantes implicancias ambientales y sociales. Además, a diferencia de las centrales térmicas, eléctricamente no son instalaciones cuyo tamaño se pueda ajustar libremente o ubicarse en cualquier lugar de acuerdo a las necesidades de la demanda.

Hay un importante punto adicional que quisiera señalar sobre la necesidad de una planificación del desarrollo hidroeléctrico. Debido a que el costo operativo de una central hidroeléctrica es mucho menor que el de una central térmica (el cual incluye el costo de combustible que no existe en el caso de las hidroeléctricas), una vez construida una hidroeléctrica, esta es siempre operada (“despachada” en el argot eléctrico) antes que cualquier termoeléctrica. ¿Qué significa esto?, simplemente que no puede alguien por propia iniciativa desarrollar una central hidroeléctrica, digamos de 2,000 MW (un 40% de la demanda actual) e incorporarla al sistema sin causar una gran conmoción. Expresado en forma simple, la entrada de centrales hidroeléctricas, en particular las de gran tamaño, debe “dosificarse” para no causar problemas importantes en el equilibrio económico financiero de todo el sistema de generación eléctrica.

¿Qué es lo que propongo?
En forma resumida, un nuevo sistema planificado de desarrollo hidroeléctrico, consistente fundamentalmente en lo siguiente:
1. Eliminación del sistema actual de concesiones temporales y definitivas para centrales hidroeléctricas (lo cual no significa la eliminación de la obligación de tener una concesión para la generación eléctrica)
2. Establecimiento de un Plan Nacional de Desarrollo Hidroeléctrico de 10/15 Años (a actualizarse cada 2 ó 3 años). El plan será desarrollado por una consultoría especializada, seleccionada y supervisada por un comité técnico tripartito del MEM, el Osinergmin y el COES. El plan será aprobado por el MEM.
3. Establecimiento de un Banco de Proyectos Hidroeléctricos. Básicamente un registro de estudios (técnicos/económicos/ambientales y sociales) evaluados, en tres niveles con alcances bien definidos: perfil/estudio preliminar, pre-factibilidad y factibilidad. Las empresas consultoras, los desarrolladores de proyectos y otros interesados privados pueden realizar los estudios de proyectos a su propio costo y someterlos al Banco de Proyectos. El MEM y/o el FONAFE pueden establecer un fondo (rotativo) de financiamiento de estudios de proyectos hidroeléctricos.
4. Establecimiento de un sistema/procedimiento tripartito (MINAM/MEM/Población involucrada), dirigido por el MINAM, para la licencia social y ambiental de los proyectos, que incluya los temas del uso del agua, la consulta social, el alcance y aprobación de los estudios socio-ambientales y el establecimiento de un canon socio-ambiental (entrega/participación a/de la sociedad/poblaciones de un porcentaje de la producción energética del proyecto)
5. Establecimiento de un sistema de subastas de proyectos hidroeléctricos. Los proyectos a subastar deben estar registrados en el Banco de Proyectos. En general la subasta debe ser sobre la base del menor precio de energía ofertado. El postor ganador obtendrá la concesión de generación; pagará los costos de los estudios; financiará y construirá la central de la cual será su dueño; y durante la operación de la central pagará el canon social/ambiental establecido para el proyecto.

La iniciativa estrictamente privada de desarrollo de proyectos hidroeléctricos debe quedar siempre abierta. No hay que olvidarse que el sistema regulatorio del sector eléctrico peruano contempla la existencia de dos tipos de usuarios, los “pequeños” cuya máxima demanda es menor a 1,000 kilovatios (1 megavatio), para los cuales el precio de generación está regulado, y a los cuales las empresas de distribución eléctrica están obligadas a servirlos, y los “grandes usuarios” (o usuarios libres), con demandas de 1 megavatio (MW) o mayor, que deben negociar directamente en forma bilateral con empresas de generación o distribución el suministro eléctrico en la cantidad y a un precio pactados contractualmente.

Estos grandes usuarios pueden estar interesados en desarrollar ellos mismos sus propios proyectos de generación eléctrica, sean estos térmicos, hidroeléctricos o no convencionales de fuentes renovables de energía. Las empresas mineras tradicionalmente han estado interesadas en desarrollar proyectos hidroeléctricos para autoabastecerse y/o vender a terceros. Grandes industrias (por ejemplo cementeras y siderurgia) también lo han hecho, como fue el caso de la central del Cañón del Pato y la siderurgia de Chimbote y recientemente el de la central hidroeléctrica El Platanal. Por lo tanto, la “ventana” estrictamente privada tiene que estar siempre abierta dentro del nuevo sistema de desarrollo hidroeléctrico. En el punto 4, arriba, el desarrollador privado debe sustituir al MEM para la licencia social y ambiental del proyecto.

Considerando los resultados de la recientemente concluida evaluación del potencial hidroeléctrico del Perú, el tamaño y la estructura del actual y futuro mercado eléctrico peruano, y el potencial de exportación regional de energía eléctrica; el planeamiento del desarrollo hidroeléctrico debe enfocarse en cuatro direcciones diferentes y complementarias: (i) en el ámbito de la ley de energías renovables (centrales hasta 20 MW); (ii) emprendimientos “clásicos” de mediano tamaño en la costa y sierra (hasta digamos unos 500 MW); (iii) centrales de gran tamaño en la sierra y selva; y (iv) centrales que incluyan la exportación de parte importante de su producción (digamos mayor a 30 ó 40 por ciento).

¿Que es lo que nos dice la reciente evaluación del potencial hidroeléctrico?
A grandes rasgos, que el potencial hidroeléctrico técnico económico utilizable de Perú, por desarrollar, es cercano a los 70,000 megavatios (69,445 MW para ser exactos), de los cuales unos 9,000 MW están en la cuenca del Pacífico y los otros 60,000 en la cuenca Atlántica. De estos 60 mil, aproximadamente 26,300 MW se encuentran en la sierra y zona de ceja de selva alta y el restante 33,700 MW en la zona amazónica propiamente dicha. 17,500 de estos 33,700 MW están en la selva sur, en los departamentos de Madre de Dios, Cusco y Puno. En esta zona, particularmente la cuenca del Inambari tiene un potencial total de 8,800 MW. (Ver mapas y tabla que se dan a continuación)

Nivel de Potencial Hidroeléctrico Técnico Económico por Cuencas

Estimado del Potencial Hidroeléctrico Técnico Económico por Cuencas

Cuenca del Río Inambari

A diferencia de la evaluación del potencial hidroeléctrico que hizo la cooperación alemana (Lahmeyer-Saltzgitter) a fines de los años 70, en la cual la identificación de los potenciales proyectos hidroeléctricos estuvo orientada al desarrollo de centrales de una potencia superior a los 100 MW (con centrales de tamaño menor solamente en los casos de cadenas de centrales sobre en mismo río), la reciente evaluación se ha dirigido principalmente a desarrollos a filo de agua con prácticamente ninguna regulación, en tramos re río que no superen los 5 km (en promedio unos 2.5 km) y sin túneles; o sea con una visión positiva, pro activa, medio ambientalmente.

Es importante señalar que este enfoque, y los resultados obtenidos, no han excluido la evaluación del potencial que se podría desarrollar con centrales de mediano a gran tamaño (superiores a 100 MW). Por ejemplo, si uno mira el gráfico que se da mas arriba sobre la cuenca del Inambari, hay cientos de potenciales proyectos entre 1 MW a mas de 100 MW (cada punto de color es un sitio potencial). Si uno “junta” varios de estos puntos/sitios en un tramo de río mucho mayor a los 5 km (por ejemplo los cerca de 30 puntos de colores anaranjado y rojo que hay en este tramo del río principal, de un rango entre 20 y mas de 100 MW cada uno) uno podría desarrollar un proyecto de 1,500 a 2,000 MW, pero necesitaría un embalse importante para tener una caída equivalente a la de los 30 sitios que reemplazaría. Este es justamente el principal problema con los proyectos de la amazonía.

Por todo esto, es muy importante que el planeamiento hidroeléctrico considere como una alternativa principal el desarrollo de centrales de mediana envergadura, en particular considerando que se adaptan mejor al tamaño de nuestro sistema eléctrico actual (y próximo futuro), tienen menos problemas de impacto ambiental y mejor aceptación social, y pueden implementarse en un periodo que usualmente no supera los 5 años. Esto no quiere decir que debemos abandonar el desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, ya que en el largo plazo (de ahora a unos 10 años), con una demanda eléctrica entre los 10 mil y 15 mil MW, será necesario incorporar centrales por encima de mil megavatios, las cuales requieren, si se quieren hacer bien, entre 7 a 10 años desde su concepción, el desarrollo de los estudios técnico económicos, las evaluaciones ambientales y la obtención de la licencia social.

Con esta visión y mirando los resultados de la reciente evaluación del potencial hidroeléctrico, podemos notar que entre los 100 mejores proyectos/sitios que se establecieron en el estudio (usando una matriz multicriterio técnico-económica-ambiental) hay un total de 2,145 MW con una producción potencial de 15,699.7 GWh anuales promedio, de los cuales 7,776.6 GWh corresponden a energía firme. De estos 100 proyectos, hay uno de 135.4 MW, 64 proyectos con potencias de uno hasta 20 MW y 35 proyectos con potencias entre 20 y 100 MW. Todos estos proyectos tienen un estimado de costos de energía no mayores de $60 por megavatio-hora (MWh). La lista de los cien proyectos/sitios (con sus coordenadas UTM-Zona 18S), y la cuenca a la cual pertenecen, se muestra en las tres tablas que se dan a continuación.

100 Mejores Potenciales Proyectos por Orden de Mérito (Índice Multicriterio) (del 1 al 30)

100 Mejores Potenciales Proyectos por Orden de Mérito (Índice Multicriterio) (del 31 al 65)

100 Mejores Potenciales Proyectos por Orden de Mérito (Índice Multicriterio) (del 66 al 100)

En el estudio se ha evaluado una lista mucho mayor de potenciales proyectos/sitios, de los cuales se han seleccionado los 100 mejores. Esta lista que comprende 1,680 proyectos/sitios, con un total de poco más de 19,000 MW, se ha hecho sobre la base de su costo de energía que no supere los $75 por MWh. Estos proyectos generarían 70,935 GWh firmes al año y un total de 142,337 GWh promedio anual. Como referencia en el 2010 se generaron un total de 32,425 GWh de los cuales 18,966 GWh (58.5%) fueron energía hidroeléctrica. Lo que indica que hay un potencial de poco más de 7 veces la producción hidroeléctrica del 2010 en proyectos de mediano tamaño con un costo de energía de $75/MWh.

Para aquellos que estén interesados, en el blog del 24 de marzo de 2011 http://observatorioenergetico.blogspot.com/2011/03/desarrollo-hidroelectrico-parte-5.html se hizó una presentación resumida de los alcances y resultados del estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico de Perú

“Abandonados por Occidente”: Los Pobres del Mundo Esperan la Llegada de la Electricidad

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Sat, 30 Jul 2011 19:39:00 +0000

Según la Agencia Internacional de Energía (AEI) sólo una sexta parte de los 36 mil millones de dólares que se necesitan cada año para proveer de electricidad a las naciones más pobres del mundo se gastó en el 2010. Se estima que 1,400 millones de personas en todo el mundo no tienen acceso a la electricidad, y el Banco Mundial ha establecido una fecha límite el 2030 para cerrar esta brecha.

Las Naciones Unidas han declarado el 2012 como “Año Internacional de la Energía Sostenible para Todos”, en reconocimiento del problema de la pobreza energética. Sin embargo, en una entrevista con The Times, el economista jefe de la AIE acusó a Occidente de arrastrar los pies y estar más preocupados por otros temas. Fatih Birol, dijo: “Tengo un montón de preguntas de la gente, que piensa que esto podría agravar el problema de la seguridad del petróleo y el cambio climático.”

Muchas veces se sugieren proyectos de energía renovable, como la solar e hidroelectricidad, para los pobres de zonas rurales, a pesar de que en muchos casos son más caros y poco prácticos, dijo. “No se debería condenar a las personas a la pobreza energética, insistiendo en que sólo deben ser suministrados con las energías renovables más caras. No deben ser ellos los que paguen por la limpieza de la atmósfera.”

El Sr. Birol dijo que pequeñas plantas de carbón y de gas deben ser construidas, lo cual no contribuiría de manera significativa al cambio climático debido a que los más pobres tienen un consumo de electricidad muy bajo. Según la AIE, los 20 millones de habitantes del estado de Nueva York consume la misma cantidad de electricidad como toda la población de 800 millones de África subsahariana. La agencia dice que sin una acción coordinada de la comunidad internacional, 1,200 millones de personas en todo el mundo no tendrán acceso a electricidad en el 2030.

La agencia estima que el Banco Mundial, el Fondo Monetario Internacional, los gobiernos y el sector privado necesita gastar 36 mil millones de dólares cada año para resolver el problema. El año pasado, sólo se gastaron 6 mil millones de dólares. El Sr. Birol, quien creció en una aldea sin electricidad en Turquía, dijo: “La brecha [de inversión] es enorme. Si todo se deja en manos del mercado, la brecha existente hoy en día no se reducirá significativamente”. Él quiere que organizaciones como el Banco Mundial “levanten” capital del sector privado para la construcción de proyectos de energía. También quiere que los fondos para proyectos de compensación de carbono sean administrados por la ONU, de tal forma que aquellos proyectos que mejoren el acceso a la energía sean prioritarios.

No tener acceso a la electricidad es critico en la perpetuación de la pobreza - un factor que suele ser ignorado, dijo. La electricidad permite que los padres puedan refrigerar las medicinas de sus hijos o para asegurar el acceso a Internet para proporcionar educación, por ejemplo. “Muchas personas, sobre todo en Occidente, no ven la relación directa de la pobreza energética en la vida cotidiana de las personas en términos de mayor pobreza, la educación y la salud.”

Parte del problema es que algunos gobiernos de países en desarrollo no están haciendo todo lo que podrían para hacer frente al problema. En Nigeria, por ejemplo, la mitad de la población no tiene acceso a la electricidad. Se estima que el país tendría que destinar sólo el 0.6 por ciento de sus considerables ingresos del petróleo y gas para que todos tengan acceso a la electricidad para el año 2030. Sin embargo, solamente una fracción de esta cantidad se está gastando en este rubro. Una de las principales demandas de las comunidades pobres en el Delta del Níger en Nigeria es que las compañías petroleras conecten a estas personas desde sus instalaciones de servicio eléctrico.

3 mil millones de personas en todo el mundo dependen de combustibles tradicionales como el carbón vegetal y velas de parafina para cocinar y calentarse. Globalmente, 1.5 billones de personas no tienen acceso a la electricidad. Anualmente se pierde un 2% de crecimiento económico en los países con sistemas deficientes de energía debido a los cortes de electricidad. Entre 1990 y 2000, solamente 240 millones de nuevos hogares han obtenido conexiones eléctricas.

Estudio sobre Tecnologías para el Desarrollo Humano de Comunidades Rurales Aisladas

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Tue, 26 Jul 2011 22:51:00 +0000

La Real Academia de Ingeniería (RAI) de España presentó el Estudio sobre Tecnologías para el Desarrollo Humano de Comunidades Rurales Aisladas, en el que han venido trabajando conjuntamente 70 especialistas durante el último año: académicos, profesores de universidad, representantes de diversas instituciones y ONGs, así como profesionales de empresa, coordinados todos ellos por el académico de la RAI José Ignacio Pérez Arriaga, director de la Cátedra BP Desarrollo Sostenible de la Universidad Pontificia Comillas.

El Estudio, que fue presentado el 28 de junio, pone el énfasis en destacar el papel que la técnica y la ingeniería pueden jugar en el desarrollo de las comunidades rurales aisladas y ha supuesto un esfuerzo considerable: tanto en la coordinación de los numerosos autores, como en el ensamblaje de los diversos temas donde la ingeniería puede aportar soluciones válidas para resolver problemas en estas comunidades. “Con este trabajo la Real Academia de Ingeniería desea ser útil -explica su Presidente, el doctor Ingeniero Agrónomo Elías Fereres- a cuantos dedican esfuerzos a ayudar a los más necesitados, en un mundo cada vez menos solidario con los que menos tienen”.

El Estudio continua la línea iniciada por la Academia con su anterior informe sobre las TIC (Tecnologías de la Comunicación) y su contribución a un transporte sostenible. Aquel informe, que vio la luz en pleno debate sobre el futuro del vehículo eléctrico, obtuvo una excelente acogida en los sectores implicados y le valió el Premio de la Fundación Movilidad.

El estudio puede verse en línea en la siguiente dirección: http://rai-estudios.org/. Para facilitar la lectura fuera de línea del capítulo sobre energía lo he puesto accesible en este blog, a continuación.

Los Hidrocarburos, ¿Listos para dar la Gran Batalla?

noreply@blogger.com (ezolezzi) — Thu, 07 Jul 2011 20:16:00 +0000

Así parece, al menos en la visión que proyecta el Sr. John Watson, CEO de Chevron (una de las 6 super grandes compañías de petróleo del mundo), en la entrevista que le hizo el Wall Street Journal (WSJ) el 16 de abril de 2011.

¿Qué dice el Sr. Watson? Pues, que en teoría "hemos estado acabando el petróleo y el gas por un largo tiempo", sin embargo, la tecnología crea nuevas oportunidades. El Sr. Watson cita un campo de Chevron en Bakersfield, bastante tiempo en declive hasta el punto que por cada 100 barriles de petróleo "en sitio", la empresa extraía sólo 10 a 20 barriles. Pero gracias a una nueva tecnología llamada "inundación de vapor", Chevron está obteniendo 70 a 80 barriles. El Sr. Watson señala que "el precio crea incentivos, y la energía se desarrollará si hay demanda de la misma al precio que permite desarrollarla". En ese sentido, "el petróleo y el gas son abundantes" (ver también el artículo del Wall Street Journal Las Américas: "La carrera por conquistar la próxima frontera del petróleo", publicado en El Comercio, Sección Economía, el 25 de mayo de 2011; que presentamos a continuación).

¿No lo cree? Bueno, en los últimos 30 años, incluso con "el pico del petróleo" como tema de moda, las reservas probadas mundiales de petróleo y gas natural aumentaron un 130%, a 2.5 billones de barriles. O considere la más reciente innovación energética de los Estados Unidos: "hydrofracking" que permite una producción abundante y barata del gas natural. Este avance, dice el Sr. Watson, "tomó incluso a la industria por sorpresa", como lo demuestran los numerosos terminales en los EE.UU. para importar gas natural licuado que ahora están "parados sin hacer nada."

Sí, "necesitamos todas las formas de energía." Pero dice que el mundo consume hoy en día 250 millones de barriles de petróleo equivalentes de energía, de la cual sólo una "pequeña fracción es de viento y solar", e incluso esta "no es asequible económicamente a gran escala".

En cuanto a los biocombustibles, "tendríamos que usar extensiones de tierra del tamaño de estados" para lograr los objetivos actuales de producción de etanol. Chevron está investigando los biocombustibles, pero el Sr. Watson dice que "la economía de éstos no cierra todavía." A diferencia de muchos ejecutivos, el Sr. Watson insiste en productos que puedan prosperar sin los subsidios federales, que él cree que son costosos y poco transparentes considerando que "los bolsillos de los consumidores son muy ajustados, y los bolsillos del gobierno son aún mas ajustados".

En pocas palabras: "Vamos a necesitar el petróleo, el gas y el carbón durante mucho tiempo si Estados Unidos quiere mantener las luces encendidas".

Esto resume bastante bien las opciones que tiene América para enfrentar su política energética. Se pueden escuchar los cantos de sirena de Washington sobre energía alternativa, proveyendo los escasos dólares en subsidios verdes, lo que eleva el costo de la energía, y consecuentemente alejando a los fabricantes de los EE.UU. y la pérdida de empleo. O se puede recurrir a nuestros propios recursos de combustibles fósiles, que son baratos y abundantes.

"Lo que veo son personas que quieren una energía asequible", dice Watson. "Ellos quieren estándares ambientales exigentes, y muchas otra cosas, pero, ante todo, quieren una energía asequible. Y si quieres una energía asequible, quieres petróleo, gas y carbón."

Ahora Algunos Comentarios Mios
Uno puede decir que esta es una visión parcializada e interesada, que refleja solo el punto de vista del jefe de una empresa petrolera americana. Sin embargo, hay que hacer notar que es un punto de vista compartido por no pocos norteamericanos y que sus argumentos no son rebatidos adecuadamente por "la otra parte". Pero el Sr. Watson no está solo en su apreciación de que hay hidrocarburos abundantes para rato. Esto es lo que dijo el Profesor Ottmar Edenhofer, en la presentación del Informe Especial sobre Fuentes de Energía Renovable y Mitigación del Cambio Climático (SRREN) en la Universidad Técnica de Berlín (ver el blog del 12 de junio):

".... desde el 2000 se observa que también hay un aumento en la intensidad de emisiones de carbono y esto se debe al hecho que en China, India y los EE.UU. la utilización del carbón ha aumentado sustancialmente, que es una razón importante del incremento de la tasa de emisiones hasta el momento. La pregunta crucial es, ¿podemos asumir que este renacimiento del uso del carbón que se observa puede mantenerse durante las próximas décadas, o nos quedaremos antes sin combustibles fósiles?. Desafortunadamente este no es el caso; tenemos una gran cantidad de combustibles fósiles bajo tierra, que en el escenario "business as usual" depositarán en la atmósfera unos miles más de gigatoneladas de CO2 y la concentración de esto conducirá a un aumento de la temperatura media mundial mucho más allá de dos grados. Pero el mensaje básico aquí es que no nos estamos quedando sin combustibles fósiles."

Como ilustración de lo indicado, en el primer gráfico que se da a continuación se muestra las líneas de tendencia de la producción de petróleo en el mundo, en diferentes periodos desde 1970. Los dos siguientes gráficos muestran lo que se espera en los próximos 20 a 25 años sobre la producción y demanda, por una parte de todos los combustibles líquidos, incluidos los biocombustibles, y de otra parte la producción esperada de combustibles líquidos provenientes del petróleo (algunas diferencias se originan en las distintas fuentes; el segundo gráfico es de British Petroleum y el tercero de la Agencia Internacional de Energía, IEA.

Ahora bien, es también cierto, como se dice, que la edad de piedra no terminó porque desapareciron las piedras, sino porque se desarrollaron otros instrumentos mejores que sustituyeron a las piedras. Pero este no parece ser, hasta ahora, el caso de los combustibles fósiles. Es bueno recordar aquí lo que dice Frank Wolak, director del Programa sobre Energía y Desarrollo Sostenible de la Universidad de Stanford, sobre el tema de las renovables (ver el artículo "Mirando Otra Vez a las Renovables ..." en el blog del 16 de abril de 2011): "la pregunta que hay que hacerse es si la sociedad está dispuesta a pagar por el costo de esta energía", añadiendo que "el problema es que la gente no siente la necesidad de pagar los costos más altos considerando la gran cantidad de combustibles fósiles que aún está disponible y lo relativamente asequible que es."

Y yo agregaba en el artículo: "En el caso nuestro en Perú, el asunto de (comparación de) costos es todavía más dramático, considerando que tenemos importantes recursos de gas natural convencional y de un gran potencial hidroeléctrico muy poco explotado." Terminando con lo siguiente: "En este punto, el expediente de usar subsidios cruzados forzados (para promocionar las renovables), con la finalidad de sustentar un aumento de costos que no afecta los fondos fiscales, no es una justificación totalmente válida."

Creo que hay tres factores fundamentales que están en juego en la política energética mundial. Primero que todo, el calentamiento global, originado por el aumento de los gases de efecto invernadero en la atmósfera, producto del uso de los combustibles fósiles. En esto están principalmente "metidos" los europeos, posiblemente con buenas intenciones pero indudablemente también porque no tienen mas remedio que poner todas sus esperanzas, para satisfacer sus necesidades energéticas futuras, o en el ahorro/eficiencia energética o en las renovables, ya que practicamente no tienen combustibles fósiles líquidos o gaseosos (podrían recurrir a la energía nuclear, pero los planes que tenían los han puesto en suspenso por lo de Fukushima).

Segundo, los EE.UU. (todavía la primera potencia económica mundial) es hasta ahora el país con mayor consumo energético y de mayor producción de gases de efecto invernadero en el mundo (aún cuando tiene dudas sobre la solidéz de la base científica que soporta las conclusiones sobre el calentamiento global). Tiene todavía importantes reservas de combustibles fósiles, ha mejorado su eficiencia energética y practicamente ha estabilizado su consumo de combustibles fósiles líquidos (ver el gráfico a continuación). Tiene también grandes intereses a nivel mundial en la explotación de los hidrocarburos.

Tercero, la China. El consumo energético de la China se ha venido incrementando exponencialmente y consecuentemente sus emisiones de carbono a la atmósfera (ver los gráficos abajo sobre el consumo de petróleo de China y otros países). La demanda de electricidad de China se prevé que casi se triplique hasta el 2035, mientras que las importaciones de petróleo se espera que salten de 4.3 millones de barriles de petróleo por día (mb/d) en el 2009 a 12.8 mb/d en el 2035, lo que representa toda la producción actual de Arabia Saudita y México juntos. Las importaciones de gas natural por parte de China también aumentarán al 2035 en un 53%. Además de esto, las importaciones netas de carbón de China seguirán aumentando hasta el año 2015; sin embargo, dependiendo de las políticas del gobierno sobre el tema, China podría o convertirse en un exportador neto de carbón al 2035, o posiblemente importe el equivalente de todo el volumen que hoy en día lo hace en el mercado internacional.

China ha tenido un doble juego en lo que respecta al Protocolo de Kyoto. Al ser parte de la lista de países no sujetos a control de emisiones (correctamente dicho sea de paso, por su relativamente bajas emisiones -en el momento de la firma del protocolo en 1997, su desarrollo económico era comparativamente bajo), y poder acceder a los beneficios del Mecanismo de Desarrollo Límpio (MDL), aprovecho ambas situaciones para simultaneamente incrementar sus emisiones de carbono y recibir el mayor porcentaje de fondos provenientes del MDL (por encima del 70%). Aparentemente, quisiera el mismo trato en el nuevo convenio (si finalmente se logra) sobre el cambio climático.

Para terminar quisiera indicar que estoy cada vez mas convencido que en este tema del cambio climático y las renovables, un país como el Perú, muy lejos de estar desarrollado, y con grandes recursos energéticos todavía no del todo explotados, muy posiblemente sea solamente un peón en el juego de poder de otros (EE.UU. y China, principalmente) con muy poco beneficio, y potencialmente con mucho perjucio, para el país en el largo plazo.

Camisea: ¿Estamos Perdiendo la Batalla de la Información?

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Tue, 28 Jun 2011 02:26:00 +0000

Ayer en la mañana, verificando mis correos del Banco Mudial, me topé con una información que provenía del "ESMAP Media Monitoring" (un "feed" de noticias, practicamente diario, que el Energy Sector Management Assistance Program - ESMAP, que administra el Banco, proporciona sobre diversas informaciones del sector energía y el desarrollo sostenible), titulada: "Peru Village Sees Few Gains From Natural Gas Project" (Pueblito en Perú Ve Muy Pocas Ventajas a Proyecto de Gas Natural), reportada por Annie Murphy del National Public Radio - NPR, USA. Verifiqué que la noticia había "rebotado" en una gran cantidad de sitios.

Leyendo el artículo pude comprobar la poca objetividad que existe entre muchos periodistas internacionales, y no pocas personas nacionales, cuando se quiere exponer o analizar temas que tienen que ver con la explotación de los recursos naturales, y sus potenciales efectos negativos en el medio ambiente y en las poblaciones nativas, en los países en vias de desarrollo.

Hay, por supuesto, una historia negativa al respecto. No olvidarse que hasta ahora se habla de "la maldición de los recursos naturales", y por algo existen el Equipo Marco de Interagencias de las Naciones Unidas para Acciones de Prevención de Conflictos en las Industrias Extractivas (ver folleto abajo) y el EITI: "Extractive Industries Transparency Initiative" (la Iniciativa de Transparencia en las Industrias Extractivas).

El problema de fondo es entendible: una mas equitativa participación de las comunidades nativas en la explotación de los recursos naturales que se encuentran en los territorios que habitan, con el mayor cuidado del medio ambiente. Esto no existe actualmente en Perú. Se debe comenzar por una visión totalmente nueva en lo que respecta al sistema de concesiones actual, tanto en minería como en hidrocarburos, en hidroelectricidad y en la explotación forestal. Claramente, las cosas no pueden seguir como están.

Pero lo anterior no justifica la inmerecida exposición en la prensa de artículos como el que comento. Escrito por personas que deberían tener un mejor entendimiento de los problemas, no ayudan en nada a solucionar los mismos, y mas bien pueden contribuir a profundizar las diferencias, trasmitiendo medias verdades o haciendo un mero recuento de lo dicho por terceras personas, sin el menor análisis o verificación.

Solo como ejemplo, viendo la fotografía que acompaña el artículo, donde se ve a dos niños jugando en un río, ¿podemos así nomás creer que este río esté contaminado y que no haya peces en él? O, como se indica en otra parte del artículo, repitiendo lo que le dice una lugareña: "Así que la única opción es ir al mercado y comprar conservas de atún y fideos. Así es como sobrevivimos."

Lo mínimo que podemos pedirles a estos periodistas es mayor seriedad en lo que reportan, antes de darles una gran audiencia simplemente replicando sus artículos. Pero lo mas lamentable es la inacción del estado en este terreno. Creo que el título de este artículo no debe ser ¿Estamos Perdiendo la Batalla de la Información?, sino ¡¡Estamos Perdiendo la Batalla de la Información!!

Para que Uds. hagan sus propios jucios, a continuación el reportaje "Peru Village Sees Few Gains From Natural Gas Project" (Pueblito en Perú Ve Muy Pocas Ventajas a Proyecto de Gas Natural), por Annie Murphy del National Public Radio - NPR, USA (en una traducción libre al español de mi parte, aunque los interesados pueden ir directamente a la versión original en inglés en el siguiente enlace: http://www.npr.org/2011/06/26/137237502/peru-village-sees-few-gains-from-natural-gas-project).

Dos niños de la aldea Machiguenga Shimaa juegan en el río cercano
Varios días de viaje desde las ruinas de Machu Picchu, cayendo en el calor espeso y verde de la parte superior del Amazonas, se encuentra el pueblo peruano de Shimaa. Decenas de edificaciones simples alrededor de una colina por encima de un río. Bien abajo, unos pocos niños juegan en un campo de fútbol en la orilla del río.

Los campos cercanos de gas natural de Camisea tienen más de 10 billones de pies cúbicos de gas natural. El oleoducto que saca el gas se encuentra justo debajo de Shimaa, el hogar de los indígenas Machiguenga.

Mariana Masuyu, una madre de cuatro hijos delgada y pecosa, dice que su vida es cada vez más difícil por el gas.

"Antes que llegaran las compañías de gas, había un montón de peces en el río, y me gustaba ir a pescar con mi marido", dice, hablando a través de un traductor. "Así es como alimentamos a nuestros niños. Ahora que el gas se está bombeando, hay contaminación y no hay suficientes peces para alimentarnos."

"Así que la única opción es ir al mercado y comprar conservas de atún y fideos. Así es como sobrevivimos."

Buscando el desarrollo con identidad
El proyecto de gas de Camisea canaliza millones de dólares a las arcas del gobierno y prometen un desarrollo occidental a las comunidades locales. Ha habido escuelas, clínicas de salud y otras iniciativas. Pero los beneficios son difíciles de ver en Shimaa: hay contaminación de ruido de los helicópteros que sobrevuelan, ahuyentando a la fauna, y hay contaminación del agua por derrames de gas y la erosión.

Los lugareños dicen que todo esto afecta su capacidad para pescar y producir su propio alimento.

"Los pueblos indígenas han sido considerados enemigos del desarrollo, pero queremos desarrollo - aunque no del tipo de desarrollo occidental que viene y borra todo", dice Plinio Kategari, vicepresidente del Consejo Machiguenga, conocido como COMARU, establecido en la capital provincial, Quillabamba. "Queremos también un desarrollo que tenga una identidad; donde se proteja al medio ambiente, donde los seres humanos todavía puedan existir, y tener las cosas que necesitan para vivir."

Esta es una región aislada de exhuberantes colinas, ríos y caminos de tierra mal mantenidos y peligrosos. Es el hogar de unas dos docenas de comunidades machiguengas. La exploración de gas se inició en la década de 1980. En este punto, los Machiguenga sienten que el proyecto es inevitable. Ahora sólo quieren un nivel de vida a la par con la de las personas que se benefician del gas - es decir, abundante agua potable, alimentos, luz, educación y acceso a la tecnología. También les gustaría ser capaces de utilizar parte del gas que está en sus tierras.

"No es nuestra responsabilidad">
"Es en su territorio donde el gas ha sido encontrado, y que no lo consumen", dice Humberto Campodónico, economista y experto en Camisea. "Debido a que la tubería solo viene a Lima (la capital del Perú), o al mar."

El oleoducto corre directamente desde el Amazonas, los Andes y hacia el Pacífico, sin dar gas a los machiguengas.

Carlos Cuadros, quien supervisa las relaciones con las comunidades indígenas de la zona de TGP, la empresa que transporta por tuberías el gas, dice que cree que los pueblos indígenas deben estar preocupados por otras cosas.

"No es nuestra responsabilidad llevar el gas a estas comunidades", dice. "No queremos hacer una tarea que el Estado debe cuidar. No estamos aquí para dar limosnas."

"Y para empezar, se necesitan medios de comunicación, que no existen en muchas comunidades indígenas, ni siquiera hay cobertura para los teléfonos celulares; y en otras no hay electricidad. Creo que esas cuestiones tienen que ser tratadas en primer lugar."

Por el momento, en Shimaa, la mayoría de la gente parece más preocupada por la alimentación que por el gas - qué comer y cómo conseguirlo a bajo precio, ahora que lo tienen que comprar. Hace unos meses, TGP dio a la comunidad un tanque para su uso como un criadero de peces.

"Teniendo en cuenta que ya no hay peces en el río, creo que es mejor para ellos que los cultiven", dice José Kategari, uno de los líderes locales Shimaa. "De esa manera vamos a ser capaces de alimentar a nuestras familias."

Pero actúa avergonzado cuando se le preguntó que mostrara la nueva granja de peces de los Machiguenga.

"Todavía no tenemos peces en él", dice. "Esperamos que en pocas semanas la empresa nos dará los peces."

Audio del Reportaje (en inglés)

Informe Especial sobre Fuentes de Energía Renovable y Mitigación del Cambio Climático - SRREN 2011

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Mon, 13 Jun 2011 03:22:00 +0000

El 9 de mayo de 2011, en Abu Dabi, en los Emiratos Arabes, se realizó la Onceava Sesión del Grupo de Trabajo III del Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), en la cual se presentó el Informe Especial sobre Fuentes de Energía Renovable y Mitigación del Cambio climático (SRREN). Este es un informe de suma importancia para todos los países, y en particular para los gestores de políticas públicas y los expertos y profesionales que trabajan en los sectores de energía, desarrollo sostenible y medio ambiente.

Siendo de gran interés, me he permitido hacer una traducción (libre) del comunicado de prensa (en inglés) del IPCC sobre el asunto, e incorporar en este blog el Informe Resumen para los Gestores de Política, y dos videos, uno de la sesión en Abu Dabi y el otro sobre la presentación que el Profesor Ottmar Edenhofer, Copresidente del Grupo de Trabajo III, hizo sobre el tema en la Universidad Tecnológica de Berlín (lamentablemente el documento indicado y los dos videos están en inglés - se espera que a corto plazo se publiquen el Informe Resumen y el documento de evaluación completo en los idiomas oficiales de Naciones Unidas)

Onceava Sesión del Grupo de Trabajo III del Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático - Abu Dabi, 9 de mayo de 2011

El informe presentado indica que cerca del 80 por ciento del suministro mundial de energía podría ser alcanzado por las energías renovables para mediados de siglo, si esta es respaldada por adecuadas políticas públicas. Los resultados a los que han llegado más de 120 investigadores que trabajan con el IPCC, también indican que la penetración creciente de las energías renovables podría dar lugar a un ahorro acumulado de gases de efecto invernadero equivalente a 220 a 560 gigatoneladas de dióxido de carbono (GtC0₂eq) entre los años 2010 y 2050.

El extremo superior de los escenarios evaluados, que representa un recorte de alrededor de un tercio de las emisiones de gases de efecto invernadero de las proyecciones de seguir como ahora (“business as usual”), podría ayudar a mantener el nivel de las concentraciones de gases de efecto invernadero a 450 partes por millón.

Esto podría contribuir al objetivo de mantener el aumento de la temperatura global por debajo de 2 grados centígrados - un objetivo reconocido en los Acuerdos de Cancun sobre la Convención de las Naciones Unidas sobre el Clima.

Los resultados, puesto en marcha hoy después de ser aprobados por los países miembros del IPCC en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, están contenidos en un Resumen para los Responsables Políticos, del Informe Especial sobre Fuentes de Energía Renovable y Mitigación del Cambio climático (SRREN).

El resumen es una versión corta del informe de alrededor de mil páginas sobre una evaluación global elaborado por más de 120 expertos de todo el mundo del Grupo de Trabajo III del IPCC.

“Con el apoyo consistente sobre el clima y la política energética, las fuentes de energía renovables pueden contribuir sustancialmente al bienestar humano de forma sostenible el suministro de energía y la estabilización del clima”, dijo el profesor Ottmar Edenhofer, Copresidente del Grupo de Trabajo III en el lanzamiento del informe. “Sin embargo, el aumento sustancial de las energías renovables será técnica y políticamente muy difícil”, añadió.

Youba Sokona, Co-Presidente del Grupo de Trabajo III, dijo: “El papel potencial de las tecnologías de energía renovable para satisfacer las necesidades de los pobres y en potenciar el crecimiento sostenible de las economias en desarrollo y las desarrolladas, puede provocar opiniones muy polarizadas. Este informe del IPCC ha traido un poco de claridad tan necesaria a este debate con el fin de informar a los gobiernos sobre las opciones y decisiones que se necesitarán si el mundo quiere lograr colectivamente una baja emisión de carbono, que sea un camino de desarrollo más eficiente y equitativo”.

Ramón Pichs, Co-Presidente del Grupo de Trabajo III, agregó: “El informe muestra que no es la disponibilidad del recurso, sino las políticas públicas que permitirán o bien ampliar o limitar el desarrollo de las energías renovables en las próximas décadas. Los países en desarrollo tienen una apuesta importante en este futuro - aquí es donde la mayor parte de los 1.4 millones de personas sin acceso a la electricidad viven, pero también donde existen algunas de las mejores condiciones para el despliegue de energía renovables”.

También habló en el lanzamiento, Rajendra Pachauri, Presidente del IPCC, él dijo: “El IPCC reunió la información más relevante y disponible para proporcionar al mundo esta evaluación científica del potencial de las energías renovables para mitigar el cambio climático. El Informe Especial puede servir como una base sólida de conocimientos para los gestores políticos para enfrentar este gran reto del siglo 21”.

El informe se incorporará al trabajo más amplio del IPCC, que prepara su Quinto Informe de Evaluación (AR5). El Informe de Síntesis AR5 está previsto para su finalización en septiembre de 2014.

El SRREN, aprobado por representantes gubernamentales de 194 países, ha examinado la penetración actual de seis tecnologías de energías renovables y su posible despliegue en las próximas décadas.

Las seis tecnologías de energía renovable que han sido estudiadas son:

Bioenergía, incluidos los cultivos energéticos, forestales, agrícolas y residuos animales y los llamados biocombustibles de segunda generación.
Energía solar directa, incluyendo la energía fotovoltaica y la energía solar de concentrada.
La energía geotérmica, basada en la extracción de calor del interior de la Tierra.
La energía hidráulica, incluida la ejecución por medio de plantas de pasada o los proyectos con represas y reservorios
La energía del océano, que va desde barreras a las corrientes oceánicas y el aprovechamiento de las diferencias de temperatura en el mar.
La energía eólica, incluidos los sistemas en tierra y en alta mar.

Se revisaron más de 160 escenarios científicos sobre la posible penetración de las energías renovables para el año 2050, junto con implicaciones ambientales y sociales, de los cuales cuatro han sido analizados en profundidad, elegidos para representar a toda la gama. Los escenarios son utilizados para explorar posibilidades futuras, analizando las vías alternativas de desarrollo socio-económico y el cambio tecnológico.

Los investigadores también han estudiado los problemas vinculados a la energía renovable en su integración en los sistemas energéticos existentes y futuros, incluyendo las redes de electricidad y los posibles beneficios de costos de estos desarrollos.

Si bien los escenarios prporcionan un rango de estimaciones, las conclusiones generales son que las energías renovables tendrá un segmento creciente del mercado de la energía.

El más optimista de los cuatro proyectos de escenarios a fondo la contabilidad de la energía renovable para tanto como 77 por ciento de la demanda de energía del mundo para el año 2050, que asciende a cerca de 314 de 407 exajulios por año. A modo de comparación, 314 Exajulios es más de tres veces la oferta anual de energía en los Estados Unidos en 2005, que es también un nivel similar de la oferta en el continente europeo, según el gobierno y diversas fuentes independientes.

77 por ciento corresponde a poco menos del 13 por ciento del suministro total de energía primaria de alrededor de 490 Exajulios en 2008. Cada uno de los escenarios se basa en una serie de variables tales como cambios en la eficiencia energética, el crecimiento demográfico y el consumo per cápita. Esto lleva a diferentes niveles de la oferta total de energía primaria en 2050, con el más bajo de los cuatro escenarios ya la contabilidad de la energía renovable por una cuota del 15 por ciento en 2050, basado en una oferta total de energía primaria de 749 exajulios.

Si bien el informe concluye que la proporción de energía renovable es probable que aumente aún sin habilitar las políticas, la experiencia ha demostrado que los aumentos más grandes provienen de esfuerzos de política concertada.

Aunque en algunos casos las tecnologías de energías renovables ya son económicamente competitivas, los costos de producción son a menudo más altos que los precios de mercado de la las energías convencionales. Sin embargo, si los impactos ambientales, como las emisiones de contaminantes y gases de efecto invernadero, se monetiza y se incluyen en los precios de la energía, las tecnologías de energía renovable puede ser económicamente atractivas.

Para la mayoría de estas tecnologías, los costos han disminuido en las últimas décadas y los autores esperan importantes avances técnicos y nuevas reducciones de costos en el futuro, lo que resulta en un mayor potencial para la mitigación del cambio climático.

Las políticas públicas que reconozcan y reflejen los beneficios económicos, sociales y ambientales de las energías renovables, incluyendo su potencial para reducir la contaminación del aire y mejorar la salud pública, será clave para alcanzar los más altos escenarios de implementación de energías renovables.

Incrementar la cuota de las energías renovables requiere esfuerzos adicionales de integración a corto plazo y largo plazo. Los estudios muestran claramente que la combinación de diferentes fuentes renovables de producción variable, y los recursos existentes en extensas áreas geográficas, será beneficioso para suavizar la variabilidad y la disminución de la incertidumbre global para el sistema eléctrico.

Hay una necesidad de tecnologías avanzadas para optimizar la capacidad de infraestructura para las energías renovables. Además, hay una necesidad de equilibrio entre la oferta y la demanda, al igual que metodos avanzados de previsión de la demanda y la oferta y la programación de la operación de las plantas.

“Lo que es único acerca de esta evaluación es que el IPCC nos permite aprovechar y reunir a un amplio espectro de expertos en cada una de las tecnologías analizadas en colaboración con los científicos que estudian los sistemas de energía en su conjunto. Representa una visión sistémica, amplia, imparcial y Estado del Arte del conocimientos sobre el potencial presente y futuro de una baja emisión de carbono, más una ruta de desarrollo energético con un uso más eficiente de los recursos de energía”, dijo el profesor Edenhofer.

Principales Conclusiones del Informe Especial
para los Responsables de Políticas

De los alrededor de 300 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación de electricidad que se han añadido a escala mundial entre 2008 y 2009, 140 GW provino de energías renovables.
A pesar de los problemas financieros mundiales, la capacidad de energía renovable creció en el 2009 - la energía eólica en más del 30 por ciento, un tres por ciento de energía hidroeléctrica, la energía fotovoltaica conectadas a la red en más del 50 por ciento; la geotérmica en un 4 por ciento y el calentamiento solar del agua en más del 20 por ciento. La producción anual de etanol aumentó a 1,6 Exajulios (76 mil millones de litros) y el biodiesel en un 0,6 Exajulios (17 mil millones de litros) a finales de 2009. Mientras tanto los países en desarrollo albergan más del 50 por ciento de la actual capacidad mundial de energía renovable.
La mayoría de los escenarios analizados estiman que las energías renovables contribuirán más al suministro energético con una baja emisión de carbono para el año 2050, que lo que se podría lograr con la energía nuclear o el uso de combustibles fósiles que incluyan la captura y almacenamiento de carbono (CCS).
El potencial técnico de las tecnologías de energía renovable supera la actual demanda mundial de energía por una cantidad considerable - a nivel mundial y con respeto a la mayoría de las regiones del mundo.
Bajo los escenarios analizados en profundidad, se utiliza menos de 2,5 por ciento del potencial técnico disponible a nivel mundial de energías renovables - en otras palabras, más del 97 por ciento está sin explotar, subrayando que la disponibilidad de fuentes renovables no será un factor limitante.
Acelerar el despliegue de las energías renovables presenta nuevos retos tecnológicos e institucionales, en particular, su integración en los sistemas de suministro de energía y sectores de uso final.
De acuerdo con los cuatro escenarios analizados en detalle, las inversiones mundiales en la década 2011-2020 en el sector eléctrico con energías renovables estará en el rango de 1,360 a 5,100 millones de dólares americanos y de 1,490 a 7,180 millones de dólares para la década 2021 a 2030. Para los valores más bajos, las inversiones anuales promedio son menores que las inversiones de energía renovable que el sector reportó para el año 2009.
Una combinación de políticas públicas focalizadas en alianza con inversiones en investigación y desarrollo podría reducir los costos del uso de combustibles y de la financiación, que lleve a disminuir los costos adicionales para las tecnologías de energía renovable.
Los gestores de políticas públicas podrían disponer de una gama de experiencias existentes con el fin de diseñar e implementar las políticas de fomento más eficaces - no hay una talla única para todas las políticas de fomento de las energías renovables

Tecnologías Claves de Energía Renovable y sus PotencialidadesLas Tecnologías de Bioenergía pueden generar electricidad, calor y combustibles a partir de una serie de "materias primas". El informe resumen concluye que la mayoría de los sistemas bioenergéticos actuales, incluidos los biocombustibles líquidos, resultan en una disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Otros, como los sistemas avanzados de conversión, que, por ejemplo, convierten los desechos de madera en combustibles líquidos, puede producir un 80 por ciento a 90 por ciento de reducción de emisiones, en comparación con los combustibles fósiles.

La bioenergía, principalmente para la cocina tradicional y la calefacción en los países en desarrollo, representa actualmente más del 10 por ciento del suministro mundial de energía, unos 50 Exajulios por año. Mientras que la participación de la bioenergía en la matríz de energías renovables, que probablemente disminuya en las próximas décadas, podría suministrar 100 a 300 Exajulios de energía para el año 2050.

Las Tecnologías de Energía Solar Directa incluyen la energía fotovoltaica y la energía solar concentrada (CSP). Estas tecnologías pueden producir electricidad, calor y luz.

En la actualidad, el uso de energía solar directa aporta sólo una fracción del uno por ciento al total de la oferta mundial de energía. Los escenarios posibles de implementación van desde un papel marginal de la energía solar directa en el 2050 a ser una de las principales fuentes de suministro de energía. La implementación efectiva dependerá de la continua innovación, reducción de costos y políticas públicas de apoyo.

En los escenarios de estabilización climática más ambiciosos, la fuente solar de energía primaria para el año 2050 alcanza 130 Exajulios por año, lo que puede atribuirse en gran medida a la generación de electricidad fotovoltaica. En algunos casos, su participación en la generación mundial de electricidad llega hasta un tercio en el 2050, pero en la mayoría de los escenarios sigue siendo inferior a una décima parte.

La Energía Geotérmica utiliza el calor almacenado en el interior de la Tierra, directamente o para generar electricidad, actualmente con alrededor de 0.7 Exajulios por año. Para el año 2050, el despliegue de la geotérmica podrían satisfacer más del 3 por ciento de la demanda mundial de electricidad y alrededor del 5 por ciento de la demanda de calor global.

El potencial técnico geotérmico es comparable a la oferta mundial de energía primaria en el 2008. Sin embargo, la energía geotérmica no alcanza el límite de potencial técnico en cualquiera de los escenarios analizados, con una tasa de implantación que se mantiene por debajo del 5 por ciento tanto para el nivel regional como mundial.

La Energía Hidroeléctrica abarca proyectos con represas y reservorios, plantas de pasada y proyectos de corriente en ríos, que van desde pequeña a gran escala.

La capacidad instalada a finales de 2008 contribuyó un 16 por ciento al abastecimiento de electricidad en todo el mundo, por lo que la energía hidroeléctrica en la mayor fuente de energía renovable en el sector eléctrico. De acuerdo a la hipótesis a largo plazo, la cuota de energía hidroeléctrica en la oferta mundial de electricidad puede disminuir de 16 a un rango entre 10 y 14 por ciento. A pesar del crecimiento absoluto en el suministro de energía hidroeléctrica, el crecimiento de la demanda energética prevista y la electrificación continua puede resultar en una reducción de su cuota.

Las Tecnologías Marinas de Energía son diversas y usan la energía cinética, térmica y química del mar. La mayoría de estas tecnologías está todavía en las fases de desarrollo y de proyectos piloto.

Debido desarrollo incipiente, es poco probable que contribuyen de manera significativa al suministro energético mundial antes del 2020. La energía del océano solo se presenta en muy pocos escenarios. Como se muestra en informe, el potencial de implementación podría llegar hasta 7 Exajoules al año 2050.

La principal aplicación de relevancia de la Energía Eólica para la mitigación del cambio climático es la producción de electricidad a partir de grandes aerogeneradores situados en tierra o costa afuera. La capacidad de energía eólica instalada a finales de 2009 contribuyó con cerca de dos por ciento a la demanda de electricidad en todo el mundo.

El análisis muestra una alta tasa de expansión en Europa, América del Norte y, más recientemente, en China y la India. Una mayor distribución geográfica de la implementación es probable que sea necesaria para conseguir el alto despliegue indicado en los escenarios examinados. Considerando la proyección de la demanda de algunos escenarios, la participación global de la energía eólica crece a más del 20 por ciento para 2050.

Nota: Un Exajulio = 10¹⁸ julios; 3.6 Exajulios = 1,000 Tera Vatios Hora (TWh)

Informe Resumen para Gestores de Política

Presentación del Profesor Ottmar Edenhofer en la
Universidad Tecnológica de Berlin (en inglés)

Como Referencia:
El Informe Especial sobre las Energías Renovables y Mitigación del Cambio Climático (SRREN) evalúa la contribución potencial de las energías renovables a la mitigación del cambio climático. Luego del IE4, muchos gobiernos, así como importantes actores en la sociedad civil y el sector privado pidió más información substancial y una cobertura más amplia de todas las cuestiones relacionadas con el uso de las energías renovables. La 25va reunión plenaria del IPCC en Mauricio decidió celebrar una reunión de alcance de un posible informe especial, tras la reunión de alcance en Lübeck, Alemania en enero de 2008, la Plenaria del IPCC en Budapest en abril de 2008 decidió preparar un informe especial del IPCC sobre Fuentes Renovables de Energía y Mitigación del Cambio Climático (SRREN) y estuvo de acuerdo en su contenido. El Resumen para los Responsables de Políticas del SRREN fue aprobado por la XI Sesión Plenaria del Grupo de Trabajo III del IPCC en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 5 - 8 mayo de 2011 y fue lanzado el 9 de mayo.

El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) es el principal organismo internacional para la evaluación del cambio climático. Fue establecido por las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y la Organización Meteorológica Mundial (OMM) en 1988 para examinar y evaluar la información más reciente científica, técnica y socio-económica, producida en todo el mundo relevante para la comprensión del cambio climático. El IPCC no lleva a cabo ninguna investigación ni controla los datos relacionados con el clima. La Asamblea General hizo suyas las medidas adoptadas por la OMM y el PNUMA en establecer conjuntamente el IPCC.

El Plenario del IPCC está abierto a todos los países miembros de las Naciones Unidas y la OMM. Actualmente 194 países son miembros del IPCC. Los gobiernos participan en el proceso de revisión y de las Sesiones Plenarias, donde las principales decisiones sobre el programa de trabajo del IPCC se toman y los informes son aceptados, aprobados y autorizados. Los miembros de Mesa del IPCC, incluido el Presidente, son elegidos en las sesiones plenarias.

El Grupo de Trabajo III (GTIII) "Mitigación del Cambio Climático" del IPCC evalúa todas las opciones pertinentes para mitigar el cambio climático mediante la limitación o prevención de emisiones de gases de efecto invernadero y la mejora de las actividades que los alejan de la atmósfera. El GTIII analiza los costos, beneficios y riesgos de los diferentes enfoques de mitigación, considerando también los instrumentos disponibles y las medidas nacionales de política, así como los acuerdos internacionales. El Grupo de Trabajo III es co-presidido por Ottmar Edenhofer del Instituto de Potsdam para la Investigación del Impacto Climático, Alemania, Ramón Pichs-Madruga, del Centro de Investigaciones de la Economía Mundial, Cuba, y Youba Sokona (Malí), del Centro de Política Climática de África en Etiopía.

Nota aparte (de E. Zolezzi): Como curiosidad examiné la lista de autores del informe para ver la repartición geográfica y ver cuales de ellos eran sudamericanos. Este es el resultado:

Miembro de la Mesa Directiva del GTIII del IPCC: Uno de Cuba
Autores/Coordinadores Principales: Tres de Brasil
Resumen Técnico: Uno de México y tres de Brasil; Editor/Revisor: de Argentina

Capítulo 1 - Energía Renovable y Cambio Climático: Ninguno

Capítulo 2 - Bioenergía: Dos de Brasil uno de México

Capítulo 3 - Energía Solar Directa: Uno de Brasil y uno de Perú

Capítulo 4 - Energía Geotérmica: Dos de México

Capítulo 5 - Hidroeléctricas: Dos de Brasil, uno de Cuba y uno de El Salvador

Capítulo 6 - Energía del Mar: Uno de Brasil y uno de Cuba

Capítulo 7 - Energía Eólica: Ninguno

Capítulo 8 - Integración de Renovables en los Sistemas Energéticos Presentes y Futuros: Uno de Argentina y uno de Brasil

Capítulo 9 - La Energía Renovable en el Contexto del Desarrollo Sostenible: Uno de Brasil y uno de Chile

Capítulo 10 - Potencial de Mitigación y Costos: Uno de Brasil

Capítulo 11 - Política, Financiamiento e Implementación: Uno de Bolivia

Debemos notar que solo hay un peruano en la lista, Eduardo Calvo de la Universidad Nacional de San Marcos, en el tema sobre Energía Solar Directa. Los brasileños son por lejos el grupo sudamericano más numeroso, seguidos de México. Sorprende el cubano Ramón Pichs-Madruga, del Centro de Investigaciones de la Economía Mundial, como uno de los tres miembros de la mesa directiva del Grupo de Trabajo III, que ha dirigido el estudio; y la presencia de dos autores, uno de Cuba y el otro de El Salvador, en el tema de Hidroeléctricas.

Lo que es cierto es que Perú ha estado constantemente ausente de eventos científicos y técnicos relevantes a nivel mundial y regional. A muchos de estos eventos, si es que asisten, van representantes (políticos?) del gobierno que en muchos casos solo hacen acto de presencia y casi no aportan nada. La excusa oficial es que no hay fondos para este tipo de actividades y que el Perú no se puede dar el lujo en gastar dinero en "paseos". Incluso se ha dicho, en forma irresponsable, que las legaciones diplomáticas tienen gente que puede ir a estas actividades gastando poco dinero. Esta actitud tiene que cambiar.

Observatorio Energético en Smartphones

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Fri, 10 Jun 2011 20:34:00 +0000

Hace unos cuantos días que Blogger de Google ha habilitado "templates" para móviles y lo he estado probando para ver como se ve el blog del Observatorio Energético en un smartphone (para los que no se hayan dado cuenta, el Observatorio Energético hace uso de Blogger). Yo acabo de hacer la configuración requerida en el blog para que pueda verse en los smartphones que tengan navegación por Internet. Entonces, ahora hay dos opciones para ver el blog del Observatorio Energético: (1) como lo han venido haciendo hasta ahora cuando emplean una computadora de escritorio o una portatil, yendo a la página http://observatorioenergetico.blogspot.com; y (2) para ver el blog en un móvil inteligente (smartphone) o en una tableta, que tengan conexión a Internet, abriendo el navegador en el móvil y yendo al siguiente enlace http://observatorioenergetico.blogspot.com/?m=1.

Notar que solo es necesario poner al final de la dirección normal la opción ?m=1. En el caso del iPhone (realmente lo probé en un iPod Touch), después de abrir el navegador se escribe la dirección tal como se muestra en la imagen a continuación.

Como se puede ver en las imágenes de abajo, la visualización del resumen de los blogs se ve bastante bien. Cuando se selecciona uno de los blogs, se presenta todo el texto del artículo y los gráficos sin dificultad, sin embargo hay algunos problemas de legibilidad y en el caso del iPod, iPhone y iPad (los sistemas de Apple) se pierden los documentos referenciados que utilizan Flash. En todo caso, leer un artículo relativamente largo en una pantalla pequeña de un móvil inteligente no es una experiencia recomendable. Por otra parte, en una tableta como el iPad la cosa es muy diferente. Las tabletas son ideales para este tipo de documentos particularmente si tienen conexión a Internet.

El nuevo sistema de Blogger para móviles está todavía en beta y no se puede editar el "template" para hacerlo visualmente mas legible. En el caso del blog del Observatorio Energético, el "template" que uso en la versión regular, como han notado, tiene el fondo negro y las letras blancas, sin embargo la transferencia automática al "template" para móviles pone el fondo blanco con el texto en negro. Esto no está mal, sin embargo el color del texto que uso en los títulos de gráficos y cuadros es un amarillo oro que contrasta bien con el negro. En el "template" para móbiles este color no ha cambiado y prácticamente no se nota en el fondo blanco.

Bienvenidos entonces al Observatorio Energético en los smartphones/teléfonos inteligentes.

Nuevo Regimen Petrolero en Brasil: Los Yacimientos Pré-Sal

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Tue, 07 Jun 2011 21:20:00 +0000

La noticia de hace un par de semanas (2011-04-20), proveniente de Brasil, anunciando la primera partida de petróleo de los enormes yacimientos de gran profundidad "Pré-Sal", en la costa Atlántica frente a los estados de Rio de Janeiro y Espírito Santo, me ha empujado a hacer un poco de investigación sobre estos campos y su regimen de explotación, lo que puede ser de interés para el sector de hidrocarburos de nuestro país.

El petróleo exportado es originario del campo Tupi (rebautizado como campo Lula en diciembre de 2010, en honor al ex-presidente brasileño), el cual está situado a 250 km al sur de la ciudad de Rio de Janeiro, en la cuenca petrolífera de Santos. Este campo es operado por Petrobras, la cual es dueña del 65%, con participaciones de 35% del Grupo British Petroleum (BP) y de 10% de la portuguesa Petrogal/Galp (el embarque de petróleo es parte del millón de barriles negociados con la estatal chilena Empresa Nacional de Petróleo - ENAP).

El primer descubrimiento de petróleo Pré-Sal se presentó en el bloque de Parati, en el 2005. Se trató de un primer pozo petrolero con importantes resultados, sin embargo, fue el 1-RJS-628A de Tupi, cuya perforación del pozo pionero comenzó en septiembre de 2005, el que constituyó la oportunidad para probar el nuevo modelo geológico que mostraba la posibilidad de encontrar petróleo a un nivel más profundo, en la zona Pré-Sal. En mayo de 2007 se logró perforar el pozo de extensión 3-RJS-646. Cuando se descubrió petróleo, se confirmó el enorme potencial del yacimiento, evaluado después entre 4 mil y 8 mil millones de barriles de petróleo ligero, equivalente a uno o dos tercios de todas las reservas brasileñas.

Areas de las Cuencas Pré-Sal

Profundidades de las Areas de las Cuencas Pós-Sal y Pré-Sal

A inicios de 2011, Petrobras, en la condición de operadora del Bloque BMS-11, localizado en la Cuenca de Santos comunicó a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la Declaración de Comercialidad de las acumulaciones de petróleo de buena calidad y gas en las áreas de Tupi e Iracema. En la propuesta presentada a este órgano regulador, las denominaciones sugeridas para estas acumulaciones fueron Campo de Lula y Campo de Cernambi, respectivamente para Tupi e Iracema (ver el cuadro que se da a continuación). El Campo de Lula será el primer campo super gigante de Petróleo de Brasil (volumen recuperable superior a 5 mil millones de boe), y el Campo de Cernambi está entre los cinco mayores campos gigantes del país. Junto con la Declaración de Comercialidad, se han sometido a la ANP el Informe Final del Plan de Evaluación y el Plan de Desarrollo (PD) de los dos campos.

Volúmenes Recuperables Tupi e Iracena

La Declaración de Comercialidad se produce tras la ejecución del Programa de Evaluación Exploratoria en el área a partir del primer pozo perforado en octubre de 2006. Los 11 pozos perforados en las dos áreas y el Test de Larga Duración (TLD) en el área de Tupi, iniciado en abril de 2009, generaron las principales informaciones en las que se basa el volumen recuperable total que la Compañía ha declarado, así como los planes de Desarrollo de la Producción para los campos de Lula y Cernambi.

Si bien se trata de una reserva muy grande, los geólogos de Petrobras no tienen aún la dimensión exacta de las reservas de petróleo de Pré-Sal. Tampoco se conoce la extensión de la formación y del petróleo subyacente en la misma, que se estima tener más de 100 millones de años. Puede ser que el área con potencial se extienda después del estado de Espírito Santo y llegue al estado de Sergipe, donde la sal gema de aquella región es de la misma naturaleza que las capas que cierran los reservatorios de petróleo descubiertos bajo el mar en Campos y Santos. En la escala de países con las mayores reservas de petróleo, Arabia Saudita está en primer lugar, con 264 mil millones de barriles. Brasil estaba en el puesto 17, con 14 mil millones de barriles. Con los primeros descubrimientos de Pré-Sal, Brasil ha pasado a tener una reserva de 20 mil millones, quedando en el lugar 12, después de Estados Unidos (todavía bastante abajo de Arabia Saudita y Venezuela, los dos países con las mayores reservas de petróleo del mundo).

Después del descubrimiento anunciado en 2007, a mediados de 2008 el gobierno nombró una Comisión Interministerial (Ministerio de Minas y Energía; Ministerio de Desarrollo Industrial y Comercio Exterior; Casa Civil; Ministerio de Hacienda; y Ministerio de Planeación, Presupuesto y Gestión) para elaborar nuevas leyes para el sector, relativas a la producción de petróleo y gas en el área de Pré-Sal. En agosto de 2009 la Comisión dio a conocer cuatro proyectos de ley para reformar la legislación del sector petróleo: el Proyecto de Ley de la Cámara -PLC-309/09, que crearía la Empresa Brasileña de Administración de Petróleo y Gas Natural S. A. —Petro-Sal—; el PLC 7/10, que crea el Fundo Social —FS—; el PLC 8/10, que establece reglas para la capitalización de Petrobras; y el PLC 16/10, que establece nuevos criterios para la distribución de los royalties del petróleo y crea el régimen de producción compartida.

Esos proyectos de ley fueron tramitados en el Congreso y en junio de 2010 fueron aprobados el PLC 7/10 que crea el Fondo Social y el PLC 8/10 que autoriza la capitalización de Petrobras. El PLC-309/09, sobre la creación de la empresa Petro-Sal, no fue finalmente aprobado, quedando Petrobras a cargo de los yacimientos Pré-Sal. El PLC 7/10 y el PLC 16/10 se juntaron en un solo proyecto que fue aprobado en diciembre de 2010, al considerar que el Fondo Social es parte integrante del régimen de producción compartida, ya que la mayor parte de sus recursos sería proveniente de los ingresos recibidos por la comercialización del petróleo, propiedad del Gobierno Federal. Otra de las medidas votadas y aprobadas fue la enmienda que distribuye los royalties del petróleo entre todos los estados y municipios, y que a su vez establece que el Gobierno Federal compensará a los estados productores —Rio de Janeiro y Espírito Santo— por la pérdida de recursos.

El 22 de diciembre de 2011, el presidente del Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, firmó la ley que estableció un nuevo regimen de exploración y explotación petrolera, que fue aprobada por el Congreso brasileño a inicios del mes de diciembre. El nuevo modelo operativo del sector petrolero establece el mecanismo de producción compartida, en sustitución del marco de concesiones anterior. El nuevo sistema establece que las empresas de explotación de los recursos petroleros tendrán que entregar parte del petróleo extraido al Estado Brasileño. La ley también establece que Petrobras será la única operadora de los bloques Pré-Sal y que esta empresa tendrá una participación no menor a 30% en los consorcios que se firmen para la explotación de estos recursos. Con el propuesto sistema de producción compartida, toda la producción de crudo pertenecerá al Gobierno Federal, y las empresas participantes recibirán una cuota fija de ingresos o petróleo.

Tipos de Contratos Petroleros en el Mundo
Las formas básicas actuales de operar la industria del petróleo son el monopolio público operado por empresa estatal o la contratación para la prestación de servicios, la producción compartida y la concesión de áreas. El monopolio público ejercido por la operadora estatal es el régimen adoptado por Arabia Saudita y por todos los otros países con grandes reservas, como Irán y Venezuela. Cuando es necesario subcontratan la prestación de servicios, y raramente la producción compartida. Los regímenes de producción compartida y el de concesiones fueron dominantes en la década de 1960, cuando las grandes multinacionales del petróleo, las llamadas siete hermanas —Shell, Esso, British Petroleum y otras— tenían cerca de 90% de las reservas mundiales. Actualmente, las mayores empresas de petróleo son las compañías nacionales: 1) Saudi aramco; 2) Gazprom, rusa; 3) CNPC, china; 4) NIOC, de Iran; 5) PDVSA, venezolana; 6) Petrobras, brasileña, y 7) Petronas, de Malasia. Pero ninguna de estas empresas llega al valor de mercado de la ExxonMobil, la más grande empresa de petróleo del mundo.

Tipo de Contrato Petrolero por País
Service=Por Servicios; CA=Por Concesión; Mix=Sistema Mixto; PSC=Participación en Producción

A continuación se muestra un video interesante sobre la experiencia de Petrobras en la exploración de pozos a gran profundidad y la teoría de la formación geológica de los yacimientos Pré-Sal.

Finalmente, para los que estén interesados, a continuación presentamos un artículo que detalla los trabajos y pruebas de larga duración confirmatorias de las reservas del Pré-Sal y el nuevo modelo de explotación petrolera del Brasil (de Oil&Gas Journal Latinoamericana, No. 6, Nov./Dic. 2010).

Servicio Comercial con Sistemas Fotovoltaicos: Caso de Perú Microenergía

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Fri, 06 May 2011 22:51:00 +0000

Quisiera comentar la nota informativa que me hizo llegar muy gentilmente Perú Microenergía, respecto a la reciente aprobación por OSINERGMIN de la tarifa para su servicio eléctrico a 610 familias por medio de sistemas fotovoltaicos.

En el artículo del 23 de marzo de 2011 de este blog escribí sobre los nuevos retos para la electrificación rural en el Perú y lo que considero como el gran desafío del próximo quinqueño: cerrar la brecha de cobertura del servicio eléctrico; para lo cual recomendaba, entre otras cosas, "Expandir el Uso de las Renovables, principalmente los sistemas fotovoltaicos", para el caso de las poblaciones remotas y aisladas del país, donde es antieconómico llegar con extensiones de la red.

En los análisis realizados durante la preparación de una segunda operación de crédito del Banco Mundial para electrificación rural (que reporté en este blog el 25 de abril), se determinó la situación de la cubertura del servicio eléctrico y lo que resta para llegar a un nivel que se puede considerar como "servicio universal" (hay que notar que siempre habrá un cierto porcentaje de viviendas que no tendrán servicio de electricidad, ya sea por estar en sitios muy remotos o inaccesibles, o que no se conectan al servicio eléctrico aun cuando hay acceso a él; o sea hablar de 100% de cobertura es una cifra teórica).

La figura/tabla a continuación muestra los resultados del análisis realizado. Puede apreciarse que a inicios de 2011, existen casi 5 millones de personas (unas 1.2 millones de viviendas) que no tienen servicio eléctrico. De estas viviendas, se estima que hay unas 80,000 que, por sus condiciones de aislamiento y acceso (agrupamientos de menos de 10 viviendas en zonas alejadas), posiblemente no podrán ser electrificadas a mediano plazo. Unas 850,000 viviendas pueden ser electrificadas por red, ya sea porque están en zonas urbanas con acceso eléctrico o están localizadas en zonas rurales en poblaciones que pueden ser alcanzadas técnica y económicamente por extensión de redes. Finalmente, se estima que hay unas 261,000 viviendas que podrían ser servidas por sistemas fotovoltaicos (SFV).

El Programa Luz para Todos tiene previsto realizar unas 52,000 instalaciones de sistemas fotovoltaicos y el Proyecto FONER 2, con financiamiento del Banco Mundial, 20,000 instalaciones adicionales. Existe por lo tanto unas 190,000 potenciales instalaciones con sistemas fotovoltaicos que faltaría por cubrir. Aunque la tarea que resta es dura, el marco tarifario sostenible para el suministro eléctrico rural, tanto de extensión de redes (SERs) como para SFV, está bastante bien definido.

El ejemplo de la intervención de la ONG Perú Microenergía en la sierra norte de Cajamarca, muestra que es posible, con un marco legal, regulatorio y tarifario bien definido, la participación privada en electrificación rural. Mas ejemplos de este tipo son importantes y necesarios si queremos ser exitosos en el desafío de tener un servicio eléctrico universal.

Directorio del Banco Mundial Aprueba Préstamo para Electrificación Rural (FONER 2) para Perú

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Mon, 25 Apr 2011 22:33:00 +0000

El jueves 21 de abril recien pasado, el Banco Mundial aprobó un préstamo de US$50 millones para el segundo "Proyecto de Mejoramiento de la Electrificación Rural Mediante la Aplicación de Fondos Concursables" (FONER 2). Este nuevo proyecto es fundamentalmente la continuación del primer FONER, que fue aprobado en 2006 y que llegará a tu término en diciembre de 2011 (ver nota de prensa que se adjunta).

Al concluir el FONER 1, se habrá electrificado un total de 110,000 viviendas (de las cuales unas 8,000 serán con sistemas fotovoltaicos). Con este resultado se habrá contribuido con aproximadamente 6% al incremento del índice de electrificación del país en los últimos 5 años. El FONER 2 tiene como objetivo contribuir con un 3% adicional al índice de electrificación, incorporando unas 42,500 familias/viviendas de las áreas rurales al servicio eléctrico.

El programa tiene previsto un costo total de US$82.7 millones, de los cuales el Banco Mundial proporcionará US$50 millones, las empresas de distribución participantes aportarán US$22.1 millones (de los cuales US$11.7 millones corresponden al pago del IGV), y el Gobierno, por intermedio del MEM, contribuirá con US$10.6 millones de contrapartida. El proyecto se ejecutará en un periodo de 4 años.

El proyecto tiene tres componentes principales:
1) US$61.6 millones en inversiones de proyectos de electrificación rural, por las empresas distribuidoras de electricidad, para proporcionar nuevas conexiones que utilizan tanto la extensión convencional de la red eléctrica, así como sistemas solares fotovoltaicos;
2) US$4.4 millones en asistencia técnica para promover el uso productivo de la electricidad y las energías renovables; para fortalecer capacidades, especialmente de los consumidores de electricidad, así como mejorar el marco regulador para la electrificación rural; y
3) US$3.7 millones en costos de gerencia del proyecto.

Es importante destacar dos de las áreas donde se proporcionará asistencia técnica en el proyecto. En FONER 2 se está proponiendo continuar con un componente de asistencia técnica con el propósito de completar, complementar y expandir algunas de las actividades que han sido exitosas en el FONER 1 y examinar algunos otros temas de asistencia que pueden resultar relevantes en las etapas más avanzadas de la ampliación de la cobertura del servicio eléctrico en las áreas rurales.

Las cuatro áreas generales de intervención de la asistencia técnica que se proponen en el FONER 2 se sustentan en el FONER 1, pero con una diferente prioridad que se deriva de la experiencia aprendida. La actividad que se considera de primera prioridad es la de (1) Usos Productivos de la Electricidad, por el impacto importante que podría tener en traer beneficios a la población rural que ahora carece de conocimiento del potencial para mejorar sus vidas con la electricidad; seguida por (2) la Promoción del Desarrollo de la Hidroelectricidad a pequeña y mediana escala, que es un tema prioritario de Ministerio de Energía y Minas. Estas dos actividades prioritarias serán complementadas con: (3) el Fortalecimiento de Capacidad para el Desarrollo de Sub-Proyectos de Electrificación Rural; y (4) Temas de Costos, Evaluaciones Económico-Financieras, Tarifarios y Regulatorios de la Electrificación Rural, que incluye temas importantes respecto a la sostenibilidad de los SERs y su impacto.

Promoción de los Usos Productivos de la Electricidad
Esta actividad fundamentalmente continuará con aquellas desarrolladas en el FONER I. Bajo la misma estrategia anterior, ONGs y firmas consultoras serán contratadas con el propósito de continuar la identificación del potencial productivo, así como asistir a las Unidades Productivas Familiares (UPF) para identificar y aprovechar la oportunidad de adoptar el uso de electricidad a través de equipamiento, mejorando la productividad y sus ingresos, y al mismo tiempo mejorando la sostenibilidad y viabilidad financiera del servicio eléctrico rural por parte de las empresas distribuidoras .

Tomando en cuenta que el consumo de electricidad en las áreas rurales del Perú es muy bajo en comparación con otros países del mundo, es una alta prioridad asegurar que la fuerte inversión en electrificación rural del estado Peruano logra mejorar la calidad de vida de la población y su condición económica y no solo llevarle la posibilidad de iluminar sus habitaciones. Las actividades de promoción de usos productivos buscan que la población rural utilice la electrificación como una herramienta de desarrollo, para decir que la intervención ha sido efectiva.

La experiencia en FONER 1 con promoción de usos productivos, aunque aun en etapa de implementación, demuestra un alto potencial de cambiar, tanto la actitud de la empresa eléctrica como la de la población para lograr un uso más efectivo de la electricidad disponible en las áreas rurales. Los primeros dos contratos de promoción de usos productivos del FONER 1 han dado buenos resultados, desarrollando actividades en el ámbito de las empresas Electrosureste (Cuzco), Electrocentro (Junin) y ADINELSA (Lima Provincias). En FONER 1 se continuará con la contratación de consultorías en el ámbito de las empresas Electrosureste (ampliación), SEAL, Electro Oriente y Electro Puno.

En FONER II se espera desarrollar cuatro consultorías: una evaluando las actividades del FONER I y tres consultorías de promoción de usos productivos ampliando las actividades de la primera etapa y/o involucrando a otras empresas concesionarias como Electronoroeste, Hidrandina, Electrosur, Electronorte y Electro Ucayali.

Promoción de los Recursos de Energías Renovables: Estudios Hidroeléctricas
En FONER 1 se procedió a realizar un estudio de prospección del potencial hidroeléctrico a nivel nacional y la identificación de los cien mejores sitios con un potencial de desarrollo técnico-económico de centrales de pequeña y mediana escala, hasta un tamaño individual máximo de 100 MW; y la implementación de estaciones hidrometeorológicas.

Con el propósito de contribuir al cumplimiento del mandato legal de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N°28832), que indica que el MEM: … “deberá implementar la evaluación del potencial nacional de proyectos hidroeléctricos…. y poner a disposición de los futuros inversionistas una cartera de proyectos de inversión con perfiles desarrollados hasta el nivel de pre-factibilidad”. Complementariamente, con el propósito de establecer: “procedimientos estandarizados para la aprobación de estudios de impacto ambiental, en plazos predeterminados, para facilitar las inversiones”, tal como lo señala también la Ley N°28832; en el FONER II, se prevé desarrollar las siguientes estudios:
1) Estudios tecno-económicos a nivel de prefactabilidad de potenciales proyectos hidro-electricos. Se propone, desarrollar un portafolio inicial de proyectos hidroeléctricos, constituido por 20 a 25 proyectos, seleccionados entre los 100 mejores que fueron determinados en el estudio HidroGIS. Los estudios técnico-económicos de los potenciales proyectos hidroeléctricos utilizarán las bases de datos y se basarán en los resultados del estudio de prospección HidroGIS.
2) Evaluaciones preliminares independientes del potencial impacto ambiental y social de los 20-25 proyectos, dentro de la línea de salvaguardas del Banco Mundial, y con el propósito de establecer “procedimientos estandarizados para la aprobación de estudios de impacto ambiental, en plazos predeterminados, para facilitar las inversiones”.

En el foro sobre "Experiencias Latino Americanas en el Desarrollo de Proyectos de Electrificación Rural", que se realizó en Lima, Perú en abril de 2010, hice una presentación de la experiencia en el Perú con el proyecto FONER 1, financiado por el Banco Mundial. En la presentación se mostró el status del proyecto. Esta presentación se muestra a continuación.

¿Renegociación del Contrato de Exportación de Peru LNG?

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Fri, 15 Apr 2011 18:41:00 +0000

En un artículo anterior en este blog he tratado de dar una mirada inicial global al futuro incierto del negocio del gas natural, debido principalmente a la irrupción en el mercado mundial del gas natural no convencional. En ese artículo me cuide de no entrar al tema del contrato de exportación del gas de Camisea de Peru LNG, fundamentalmente por ser un tema de controversia político-social, que hace muy difícil mirar el problema estrictamente desde el punto de vista técnico-económico.

Sin embargo, las noticias y los análisis de los expertos sobre el mercado mundial del gas natural siguen llegando (ver reciente artículo en el The Wall Street Journal Americas, publicado por la edición del 11 de abril de 2011 del suplemento Día 1 de El Comercio), por lo tanto creo que no es prudente dejar de examinar el impacto que puede tener esta recomposición del mercado global de gas natural en nuestro país; el único exportador, por el momento, de Gas Natural Licuado (GNL) en América del Sur. Y no solo eso, sino que todavía no hemos encontrado un consenso interno sobre el mejor uso del gas de Camisea entre el mercado interno, que tiene una demanda creciente, no del todo satisfecha, y la exportación.

Bajo las circunstancias actuales, y previsibles en el futuro mediato, creo que tienen muy poco valor los argumentos iniciales (válidos) que dieron base al proyecto de exportación, esto es, que con una demanda doméstica muy baja, y sin un flujo de ingresos fijo que permitiera seguir explorando para asegurar y aumentar las reservas, no era posible justificar económica y financieramente la explotación del gas de Camisea. Además, no hay que olvidarse que en la gran ecuación económica del proyecto Camisea está la explotación de los líquidos de gas natural, que tiene su propia dinámica de mercado. Por lo tanto, debemos examinar el problema con una visión hacia adelante y no hacia atrás.

¿Cuál es la situación hoy en día? Veamos.
1) Los precios del gas natural (GN) en los EE.UU., empujados hacia abajo por el alto crecimiento de la producción de GN no convencional de esquistos, ha hecho que sea más atractivo para México la importación de gas por tubería en lugar del desembarque de cargamentos de GNL para regasificación. Por esa razón, el terminal de Altamira de Shell-Total-Mitsui, en la costa del Golfo de México, de 500 millones de pies cúbicos por día (PCD) y el terminal de Sempra Energy en Ensenada, en la costa del Pacífico de México, de un mil millones de PCD, no se espera que operen a plena capacidad en el futuro previsible.

2) Por otra parte, fuentes de la Comisión Reguladora de Energía de México (la CRE) han indicado que la empresa "El Paso Natural Gas" ha puesto su proyecto Sonora de GNL, en Puerto Libertad en la costa del Pacífico, de 1.25 mil millones de PCD, en espera y que es poco probable su construcción a los precios actuales del GN. Si el proyecto Sonora de GNL se llevara adelante, lo más probable es que sea con miras a la exportación de GNL a la cuenca del Pacífico, desde los campos de gas de esquisto de EE.UU., en lugar de importar GNL a México, que fue su propósito original.

3) Por ahora, la planificación energética en México prevé la importación de GNL a través de tres terminales de regasificación en los próximos 15 años: Altamira, Ensenada y las instalaciones del terminal de Manzanillo, de propiedad estatal, que está programado para comenzar a operar en setiembre de 2011.

4) Altamira ha estado operando desde el 2006. En el 2009, el promedio de las importaciones de GNL en el terminal ha sido de 334 millones de PCD y permanece actualmente cerca de ese nivel. Shell y sus socios tienen un contrato que los obliga a suministrar 500 millones de PCD a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para generación eléctrica, pero tienen la opción contractual de suministrar el total o parte de este gas por tuberías, ya sea gas producido en México o importados desde los EE.UU. Las expectativas son que, mientras los precios del gas natural sigan siendo bajos y las condiciones del mercado no cambien, Shell y sus socios importarán un máximo de 350 millones de PCD de GNL en Altamira en el futuro previsible.

5) La expectativa original para el terminal de regasificación de Sempra, en Ensenada, era aumentar sus importaciones de GNL con el tiempo, con el fin de suministrar a los generadores eléctricos y a varias industrias en la península de Baja California (además de exportar gas a los EE.UU.) Estos planes requerían aumentar la capacidad a 2 mil millones de PCD a finales del 2010 (el terminal está interconectado a California y Arizona a través del oleoducto Bajanorte). Sin embargo, los bajos precios del gas han llevado a Sempra a cumplir los contratos de suministro en el norte de México con gas importado de los EE.UU. La expectativa es que solamente una cuarta parte de la capacidad del terminal de Ensenada se utilizará en los próximos dos años, esperándose una ampliación a mil millones de PCD recién el 2018.

¿Cómo es el contrato de suministro para Manzanillo/CFE?
1) La única planta de regasificación de GNL que se espera opere a plena capacidad en el 2015, es el terminal de Manzanillo de la CFE. Este terminal comenzará a operar con una importación de 95 millones de PCD a finales de 2011, ampliándose hasta su capacidad final de 500 millones de PCD en el 2015. Se espera que este nivel se mantenga hasta finales del 2025. El GNL será suministrado por Repsol de los campos de gas de Camisea.

2) El contrato de suministro de Manzanillo implica la entrega de 183 mil millones de pies cúbicos anuales (5.17 mil millones de metros cúbicos), ó 500 millones de PCD de GNL durante 15 años. El suministro se incrementará hasta llegar a su capacidad final de 500 millones de PCD, comenzando con 90 millones de PCD a partir de setiembre de 2011, 180 millones de PCD el 2012, 360 millones de PCD el 2013 y 400 millones de PCD el 2014. A diferencia de Ensenada y Altamira, el terminal de Manzanillo traerá gas a una región de México que hasta ahora no ha tenido oferta.

3) “Repsol Comercializadora de Gas” fue el único postor en la licitación que se hizo el 2007, para suministrar GNL a la planta de Manzanillo, ofertando 0.03 dólares americanos por debajo del precio máximo de suministro de la CFE, que es 91% del índice Henry Hub. Al haberse anclado el precio por debajo de la referencia del Henry Hub, se asegura que este gas será siempre competitivo respecto a cualquier otro que provenga de EE.UU. (aún si el GN no convencional se vuelve muy barato, ya que esto provocaría que el precio de referencia de Henry Hub también baje).

4) Repsol, por su parte, tiene un contrato exclusivo de comercialización de la producción total (del primer tren de licuefacción) de Peru LNG por un periodo de 18 años. Este contrato está a su vez “respaldado” por otro contrato entre Peru LNG con los productores/consorcio de Camisea, por el cual se comprometen a entregar 620 millones de PCD de gas (ó 4.4 millones de toneladas al año). En los 18 años del contrato, se comprometen un total de 4.2 TCF (Tera Pies Cúbicos) de las reservas de Camisea.

5) Teniendo en cuenta la cantidad que representa el contrato de suministro de Manzanillo, Repsol tiene un remanente de unos 120 millones de PCD para contratos adicionales de suministro. Considerando que la planta de Manzanillo llegará a su capacidad máxima de producción en 4-5 años, y que la planta de Peru LNG en Melchorita entró en operación en julio de 2010, Repsol estima que las ventas a México, durante la vida útil del proyecto, representen aproximadamente un 66% de su cartera de destino, y el restante 34% podría ser dirigido a otros mercados o utilizarse en oportunidades de arbitraje. Este excedente que tiene el proyecto Peru LNG/Repsol respecto a sus compromisos con Manzanillo/CFE, puede servir para mitigar el riesgo del proyecto con respecto a este contrato.

Mirando en retrospectiva, el contrato con la mejicana CFE podría parecer ahora inconveniente considerando el precio actual del GN en Henry Hub (más o menos US$4.0 por millón de BTU, mientras que en setiembre de 2007, cuando se firmó el contrato, era US$6.0 – ver gráfico a continuación). Aunque un proyecto de este tipo no se puede analizar viendo únicamente la situación muy variable del corto plazo, todo hace prever ahora que el precio del GN en Henry Hub no se va a recuperar en el mediano plazo, por lo tanto es muy posible que, en su tiempo de vida económica, la rentabilidad del proyecto de Peru LNG no sea la esperada.

Precios del Gas Natural en Henry Hub

Pero el asunto no termina ahí, que en todo caso es el riesgo de un negocio privado, sino que va afectar directamente el valor de “netback” del precio del gas natural en Perú. Enajenar un recurso natural no renovable a un precio muy bajo es, en el mejor de los casos, inconveniente. Como nadie invierte para perder o tener rentabilidades muy bajas, estoy seguro que los desarrolladores del proyecto no se esperaban una situación como la que se está dando (aunque nadie es adivino para saber si las cosas no cambiaran nuevamente en el futuro).

Por otra parte, es claro que todavía no estamos en el momento crítico del proyecto, cuando se tenga que entregar, en el 2015, la cantidad final del suministro de GNL. Más aún, en el poco más de un año que va a transcurrir desde que se empezó a exportar el GNL, y hasta que entre en operación la planta de Manzanillo (esperada para setiembre de este año), el GNL se está vendiendo muy por encima del precio de Henry Hub. Por el momento, aparentemente no hay problema; el problema realmente va a empezar a manifestarse recién el 2012, incrementándose en el tiempo.

Como yo lo veo, no hay muchas(?) opciones de acción al respecto. La planta de Manzanillo/CFE tiene un contrato de suministro de GNL ventajoso, que naturalmente va querer que se cumpla. Una posibilidad es tratar de reemplazar este suministro por otra fuente alternativa proveniente de EE.UU. (que sería del lugar lógico), por tuberías o GNL; el cual, como es casi seguro, tendría precios de entrega más altos que el que Repsol ofreció a Manzanillo/CFE. Sin embargo, este precio muy posiblemente estaría ligado también al Henry Hub, por lo tanto se mitigaría/limitaría las potenciales pérdidas. De esta forma el suministro de Peru LNG quedaría libre para poderse comercializar a un mejor precio en otros mercados que no sean Norteamérica.

¿Qué tenemos en el lado peruano?
Aquí el problema es el precio “netback” del gas en boca de pozo, que resulta del precio de realización en Manzanillo, México. Yo, obviamente, no tengo los detalles de los contratos “internos” entre los diferentes grupos de socios (algunos comunes) de la cadena entre el gas natural en boca de pozo en Camisea y la planta de Manzanillo (ver gráfico que se adjunta). Si los productores/consorcio de Camisea han aceptado un contrato de suministro de gas al precio “netback” con referencia a la entrega en Manzanillo (que a su vez está ligado al Henry Hub), pues el riesgo de este precio se ha pasado de Peru LNG al productor (y de paso al Perú, por el tema de las regalías). Si existe un precio mínimo en el contrato, este riesgo está acotado, sin embargo el impacto económico dependerá de cual es este precio mínimo (he visto en algún sitio, o se ha comentado, que este precio es US$0.56 por millón de BTU, pero no lo puedo asegurar).

Estructura Empresarial Proyecto Camisea

Bien, estos son los hechos, el marco de referencia, ahora hay que encontrar la solución; ¿o no tocamos nada y dejamos a lo que el destino nos depare?

(Nota: hay dos problemas muy relacionados al presentado que no los he tocado en este artículo, que se refieren a la demanda interna y las reservas de gas natural, los cuales merecen un tratamiento por separado)

Redes Inteligentes: Hoja de Ruta Tecnológica - Informe de la AIE

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Thu, 07 Apr 2011 15:24:00 +0000

El lunes 4 de abril de 2011, la Agencia Internacional de la Energía (AIE, la IEA en inglés) anunció la publicación del informe "Redes Inteligentes: Hoja de Ruta Tecnológica" ("Smart Grids: Technology Roadmap"), en la cual indica que el amplio despliegue de "redes inteligentes" es crucial para lograr un suministro eléctrico más seguro y sostenible en el futuro, considerando las tendencias actuales en el suministro y uso de la energía, cada vez más difícil de sostenerse en lo económico, ambiental y social.

La AIE cree que las redes inteligentes pueden desempeñar un papel importante para permitir que puedan desplegarse casi todas las tecnologías de energía limpia, incluyendo las energías renovables, vehículos eléctricos y la eficiencia energética.

El informe proporciona una visión de consenso de más de 200 gobiernos, la academia, la industria y representantes de los consumidores, sobre la situación actual de las tecnologías de las redes inteligentes, y traza un curso para ampliar su uso a partir de hoy hasta el año 2050. Además de abordar las preocupaciones actuales de los sistemas eléctricos existentes, como el envejecimiento de la infraestructura y el aumento de la demanda máxima, las redes inteligentes son un elemento importante para ampliar el uso de una serie de tecnologías bajas en carbono, tales como los vehículos eléctricos.

El director ejecutivo de la AIE, Nobuo Tanaka, hablando en el lanzamiento del informe indicó: "Tenemos que ver una inversión mucho más agresiva en los pilotos regionales con el fin de implementar las redes inteligentes en la escala que se necesita. Además de financiar los pilotos regionales, los gobiernos deben establecer políticas claras y coherentes, planes, regulaciones y reglamentos para los sistemas eléctricos que permitan inversiones innovadoras en las redes inteligentes. También es vital obtener un mayor compromiso público mediante la educación de todas las partes interesadas, pero sobre todo de los clientes y consumidores.

Por otra parte, el Sr. David Elzinga, analista de la AIE y autor del informe, indicó que: "las redes inteligentes pueden jugar un papel crítico en el despliegue de la nueva infraestructura eléctrica en los países en desarrollo y las economías emergentes, al permitir una operación más eficiente y también pueden ayudar a mantener una cierta presión a la baja en el costo de la electricidad".

El informe también describe el potencial de las redes inteligentes en las zonas rurales de los países en desarrollo, al permitir una transición eficiente de redes aisladas locales, que no están conectadas a una infraestructura centralizada, a las redes nacionales y regionales.

El informe lo pueden obtener en el siguiente enlace: http://www.iea.org/Papers/2011/SmartGrids_roadmap.pdf

Mirando Otra Vez a las Renovables (... y habrá otras más)

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Wed, 06 Apr 2011 17:02:00 +0000

Hace una semana que en el Wall Street Journal salió un artículo interesante sobre renovables, señalando que la crisis nuclear en Japón ha reavivado las preocupaciones sobre la dependencia de la energía atómica para la generación de electricidad (no hay que olvidarse que es una visión norteamericana del asunto); sumándose a esto el alza de los precios del petróleo.

El artículo indica que estos acontecimientos parecerían favorecer a las energías de fuentes renovables, sin embargo hace notar que estas energías no han superado todavía las críticas que las persiguen por muchos años: que son demasiado costosas comparadas con las fuentes tradicioales, dependiendo mucho de subsidios gubernamentales, y que su generación es intermitente, por lo tanto no es una fuente confiable de energía.

En EE.UU. se espera que el consumo de energía renovable pase de 3.7% en el 2009 a 6.9% el 2020 (casi duplicándose). Frank Wolak, director del Programa sobre Energía y Desarrollo Sostenible de la Universidad de Stanford (conocido en Perú por sus asesorías a Osinergmin), indica que "la pregunta que hay que hacerse es si la sociedad está dispuesta a pagar por el costo de esta energía", añadiendo que "el problema es que la gente no siente la necesidad de pagar los costos más altos considerando la gran cantidad de combustibles fósiles que aún está disponible y lo relativamente asequible que es." (No hay que olvidarse que en los años recientes EE.UU. ha comenzado a explotar grandes recursos de gas natural de esquisto - no convencional, a precios muy competitivos).

En el caso nuestro en Perú, el asunto de (comparación de) costos es todavía más dramático, considerando que tenemos importantes recursos de gas natural convencional y de un gran potencial hidroeléctrico muy poco explotado. Yo ya he indicado en otros artículos que el tema de las renovables (no convencionales) en nuestro país debe siempre mirarse desde dos angulos diferentes, un poco contrapuestos pero complementarios: (i) el tecnológico, que apunta a que estemos al día con/y participemos de las nuevas tecnologías energéticas, principalmente de fuentes renovables, que pueden tener un gran impacto en el largo plazo; y (ii) el económico, que debe estar dirigido a proteger al consumidor de costos energéticos innecesariamente elevados. En este punto, el expediente de usar subsidios cruzados forzados, para sustentar un aumento de costos "que no afecta los fondos fiscales", no es una justificación totalmente válida.

El artículo completo en español, publicado en el suplemento "Día 1" de la edición del 4 de abril de 2011 de El Comercio, lo pueden leer a continuación:

Cuenta en Facebook de Observatorio Energético

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Tue, 05 Apr 2011 21:15:00 +0000

Después de resistirme por un buen tiempo a participar en las redes sociales (aspecto que todavía lo conservo para el tema personal - además quién va querer saber que hace una persona mayor y menos ver sus fotos), he decidido abrir una cuenta en Facebook de tipo "institucional" para establecer un canal adicional de comunicación con este blog. La intención es tener un medio mas dinámico que los "comentarios" al blog (que en verdad no han sido muy exitosos), que permita interactuar mas frecuentemente con los interesados, los cuales podrán ahora hacer esto directamente en el mural de Facebook, dirigir a otros a enlaces sobre artículos o videos relacionados, o hacer comentarios generales sobre el área de energía.

Hay ahora dos formas complementarias de estar informado de lo nuevo en este blog. Una es la inscripción por correo (llenando la información del recuadro en la parte superior derecha del blog, lo que recomendamos se haga siempre); y la segunda, para los que tienen una cuenta en Facebook, seleccionando en el artículo que le parece interesante el gráfico de Facebook de Me gusta:

Bienvenidos entonces al Facebook del Observatorio Energético.

Desarrollo Hidroeléctrico - Parte 5: Evaluación del Potencia Hidroeléctrico del Perú

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Fri, 25 Mar 2011 00:30:00 +0000

La semana pasada estuve en Washington, en las oficinas del Banco Mundial, en la Semana de Energía 2011, haciendo una presentación del estudio que acaba de terminarse sobre la “Evaluación (Preliminar) del Potencial Hidroeléctrico del Perú”, financiado con recursos del Global Environmental Facility (GEF), dentro del Proyecto de Electrificación Rural (FONER) que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) del Perú ejecuta con la asistencia financiera del Banco Mundial.

Este trabajo complementa otras tres actividades relacionadas con energías renovables, las cuales han sido financiadas también, en un caso por el GEF (la Evaluación del Potencial Eólico del Perú, que se completó el 2008), y los otros dos casos por el ESMAP (Energy Sector Management Asístanse Program) que administra el Banco Mundial. Los dos trabajos financiados por el ESMAP examinaron el margo legal y regulatorio, y las barreras, para el desarrollo de la hidroelectricidad en el Perú (ver la siguiente publicación).

El estudio realizado tiene dos aspectos novedosos. Primero, debido a la limitación en la cantidad y calidad de los registros existentes de caudales, la metodología utilizada hace uso extensivo de información satelital de precipitaciones, acompañada de modelos digitales de terreno y climatología, que permiten realizar estimaciones/correlaciones hidrológicas regionales y por cuencas. El segundo aspecto tiene que ver con la forma de calcular/estimar el potencial hidroeléctrico técnico, el cual está orientado al desarrollo hidroeléctrico fundamentalmente por medio de plantas de pasada, que no requieren de embalses ni de grandes obras de conducción.

Esta forma de evaluación permite examinar un desarrollo alternativo del potencial hidroeléctrico del país que tenga menos impacto ambientalmente. Es muy posible que una central de 300 MW en la sierra, con una relativamente larga conducción (o túnel) sea mas económica (en su costo por unidad de energía) que 10 centrales de 30 MW, quizás también con un impacto ambiental menor. Otra cosa es un desarrollo en la selva de 10 centrales de 100 MW sin reservorios y una central de 1,000 MW con reservorio. Lo importante es que el estudio realizado, y las metodologías empleadas, nos pueden permitir analizar diferentes alternativas de desarrollo hidroeléctrico.

No pretendemos aquí describir un estudio que ha tomado un año en realizarse y que comprende varios volúmenes de texto, datos y mapas; seguramente el MEM pondrá oportunamente a disposición de los interesados los resultados del estudio. A continuación damos un resumen de los principales resultados del estudio y también la presentación hecha en el Banco Mundial, en su versión en español (la versión en inglés se puede ver aquí/the English version is here).

El Perú se encuentra dividido en un total de 113 cuencas y 46 intercuencas. A efectos del tratamiento de la información, las cuencas se agruparon en 14 regiones hidrográficas. Las regiones se definieron agrupando a aquellas cuencas que presentan similares características topográficas, hidrometeoro-lógicas, de tipo de suelos y cobertura, y de acuerdo a la cantidad de estaciones de caudal disponibles en cada región. La metodología utilizada tuvo como fin último la obtención de caudales medios anuales a nivel preliminar en todo Perú, para la posterior determinación del potencial hidroeléctrico.

En el estudio se realizó un importante trabajo para validar la información hidrológica disponible. A pesar de ello, en las cuencas altamente intervenidas con obras de infraestructura hidráulica pueden existir derivaciones de caudales o aportes de caudales desde otras cuencas, que pueden afectar los resultados obtenidos. Las ecuaciones hidrológicas calculadas deben ser aplicadas con criterio hidrológico–ingenieril, respetando los límites extremos de los parámetros de cálculo y teniendo en cuenta que será siempre preferible el uso directo de información observada, a los efectos de determinar ecuaciones específicas para la cuenca, en caso de que esté disponible.

Para obtener datos de escurrimiento en cuencas que carecen de aforos, se realizaron ecuaciones de regresión en función de determinados parámetros físicos, sencillos de calcular a partir de la información disponible. En virtud de las evaluaciones realizadas, algunas regiones fueron separadas en dos sub-regiones, a partir fundamentalmente de la línea de 500m de elevación.

El análisis topográfico realizado a partir del modelo digital del terreno permitió la estimación de los saltos de cada tramo definido. La caracterización hidrológica/climática de la totalidad de los ríos de Perú permitió, a su vez, contar con datos de caudales medios para cada tramo, y curvas de duración generales por región. Con estos datos se procedió a calcular el potencial hidroeléctrico de Perú, discriminando entre un potencial hidroeléctrico de tipo teórico, y otro de tipo técnico.

El potencial hidroeléctrico teórico es una medida de los recursos hídricos disponibles en un sistema fluvial para producción de energía. Por definición, este potencial considera que la totalidad de agua que escurre en el curso (corriente) es capaz de generar electricidad en función de su desnivel, con un 100 % de eficiencia. El potencial teórico de una región es calculado entonces como la suma del potencial correspondiente a cada tramo que conforma los cursos de agua de dicha región.

Potencial Hidroeléctrico Teórico

El potencial hidroeléctrico técnico, a diferencia del potencial teórico, toma en consideración criterios técnico-económicos para calcular el potencial aprovechable en forma eficiente. El potencial hidroeléctrico teórico representaría, entonces, el límite superior del potencial hidroeléctrico técnico. La determinación del potencial hidroeléctrico técnico se fundamenta en un índice especialmente desarrollado, basado en las inversiones necesarias y los volúmenes energéticos posibles de generarse en cada tramo evaluado, calculando en forma expeditiva los costos de la construcción de un aprovechamiento en dicho tramo. El índice mencionado se denomina Índice Costo Beneficio (ICB).

Potencial Hidroeléctrico Técnico

Considerando que las alternativas a seleccionar deben ser económicamente rentables, el primer criterio de selección que se utilizó fue el Índice Costo Beneficio. Por este motivo, se efectuó una comparación del ICB de cada aprovechamiento con un Costo Unitario de Referencia (CUR). Un aprovechamiento se consideró económicamente competitivo si su ICB energético era menor al CUR. El costo unitario de referencia adoptado fue de 75 US$/MWh. El total de los sitios de interés que presentaron un índice costo-beneficio energético menor al CUR fue de 1681.

Para realizar la selección final de los 100 mejores aprovechamientos en todo el país, se decidió recurrir a un análisis multicriterio simplificado que tuviese en cuenta, no solo la eficiencia económica/energética de los proyectos, sino también el impacto ambiental que generan.

Se mantuvo al ICB como el único factor de ponderación económico y se adoptaron dos parámetros ambientales de fácil cálculo:
• Longitud del río afectada. Coincidente con la longitud del tramo del aprovechamiento, debido a la disminución del caudal en esa zona del río.
• Relación entre el caudal de diseño y el caudal módulo de la cuenca. Mientras mayor sea esta relación, mayor porcentaje del agua total se ve afectada por el aprovechamiento.

Todos los criterios, tanto económicos como ambientales fueron luego ponderados de acuerdo a distintos criterios. Se obtuvo así un puntaje para cada uno de los 1,681 sitios de interés preseleccionados, lo que permitió definir los 100 mejores aprovechamientos de todo Perú.

100 Mejores Potenciales Centrales Hidroeléctricas

La Agenda 2011-2016: Nuevos Retos para la Electrificación Rural

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Wed, 23 Mar 2011 18:44:00 +0000

El Capítulo de Ingeniería Eléctrica del Colegio de Ingenieros hizo una invitación a un grupo de profesionales de la especialidad, a examinar algunos de los principales temas de la agenda energética, que tendrá que hacer frente el nuevo gobierno nacional en el periodo 2011-2016 (Foro sobre La Agenda 2011-2016 para el Subsector Eléctrico, marzo 2-4, 2011).

En este foro yo hice una exposición sobre el tema “Nuevos Retos para la Electrificación Rural”. En resumen, lo que expuse en la presentación se centró en el gran desafío que es cerrar la brecha de cobertura del servicio eléctrico, complementado/ integrado por/con:

Mejorar la Calidad de Servicio de la Electrificación Rural
Expandir el Uso de Renovables (principalmente los sistemas fotovoltaicos individuales)
Reformar la Gestión de las Empresas Públicas de Distribución
Mejorar el Marco Legal y Regulatorio de la Electrificación Rural
Mejorar el Marco Legal y Regulatorio Ambiental en el Sector Energético

Brecha de Acceso
Con respecto a la brecha de acceso, a fines de 2010 cerca de cinco millones de personas, principalmente en las zonas rurales predominantemente pobres del Perú, no tienen acceso a la electricidad, o a otras formas modernas de energía como el gas natural. No obstante el avance logrado en los últimos años, con 55 por ciento de cobertura en las zonas rurales y poco más de 80 por ciento a nivel nacional, la tasa de electrificación del Perú continua siendo una de las más bajas de América Latina.

Lo que se necesita como política sectorial, es ir hacia un Servicio Universal de acceso a energías modernas para toda la población. Debe darse prioridad a los programas de electrificación y acceso al suministro de gas natural. Dada nuestra geografía, los programas de electrificación y acceso energético deben incorporar fuentes de energía renovables para zonas remotas. Estos programas deben ir acompañados de acciones de promoción para aumentar el consumo energético promedio en las zonas rurales, en particular para usos productivos.

Una meta que creemos no es difícil de alcanzar en los próximos cinco años, es incrementar la cobertura eléctrica rural de 55% actual a 80% y la nacional de 80% a 90%, incorporando al servicio a unos tres millones de personas adicionales.

Gobernanza Corporativa de las Empresas de Distribución
La gobernanza corporativa (GC) de las Empresas Públicas (EPs) no está Funcionando. La GC de las EPs se refiere a las reglas que definen las relaciones entre una EP, el Estado como su propietario y la sociedad. La GC de la mayoría de EPs de los países en desarrollo es generalmente muy débil o inexistente en la práctica. Existen dos problemas fundamentales: (i) Los políticos y los oficiales de gobierno no actúan como accionistas normales que hacen sus inversiones de acuerdo a la rentabilidad esperada, sino que muchas veces presionan a la empresa pública para lograr metas no comerciales; y (ii) los gobiernos tienen que hacer frente a un conflicto de intereses al actuar tanto como regulador y definidor de políticas y como proveedor de servicios, lo que lleva muchas veces a actuar de forma mas o menos arbitraria en la formulación o la aplicación de las reglas, ya sea para proteger a las EPs o para lograr metas no comerciales.

Por lo tanto se necesita urgentemente:

Redefinir el rol del estado en la propiedad de las EPs en el sector eléctrico
Redefinir el rol de FONAFE en las EPs del sector, principalmente en la gestión/gerencia de las mismas
Selección de directores de las EPs independientes de la gestión pública
Someter la fiscalización financiera de las empresas a auditoria independiente de la CGR
Establecer un sistema mas ágil de supervisión de inversiones y contrataciones (en sustitución del SNIP y el OSCE)
Difundir el accionariado, pero con un contrato societario con transferencia real de la gestión (y una política adecuada de reparto de utilidades)

Modernización de la Regulación de la Distribución
Después de casi 20 años de la reforma del sector, se requiere modernizar la regulación de la distribución, para lo cual recomendamos:

La regulación por empresa teórica modelo parece estar llegando a su límite (es costosa y complicada). Hay que estudiar si una regulación más simple puede ser mas adecuada para capturar las mejoras en eficiencia productiva.
Introducir en la regulación de la distribución las nuevas tecnologías: la generación distribuida; la administración de carga; las redes inteligentes; etc.
Avanzar en la regulación tarifaria de la generación con fuentes de energías renovables conectadas a las redes de distribución.
Actualizar la tasa de retorno de referencia, considerando que las condiciones económicas y financieras han cambiado considerablemente en los casi 15 años de su aplicación, desde la primera regulación tarifaria en 1997.

A continuación la presentación que expuse en el foro.

Desarrollo Hidroeléctrico - Parte 4: Decretos de Urgencia DU001 y DU002-2011

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Mon, 31 Jan 2011 22:51:00 +0000

En mi artículo del 23 de diciembre de 2010 sobre el proyecto de ley No. 4335-2010 comenté lo siguiente: "Dos aspectos del proyecto llamaron inmediatamente mi atención. Primero, en lo que respecta a las REI (Redes Eléctricas Inteligentes) el proyecto contiene solamente dos artículos muy generales. Segundo, el resto de artículos del proyecto están dirigidos a modificar y eliminar artículos, algunos de ellos importantes, de las principales leyes del margo legal eléctrico peruano. Este blog lo voy a dedicar a las REI, dejando para otro posterior comentar el resto del proyecto de ley."

Bueno, después de ver publicados los dos primeros decretos de urgencia del 2011 (ver el texto de los decretos que se adjuntan), para mi pareciera que el tema de las redes inteligentes fue incluido en el proyecto de ley No. 4335-2010 como un camuflaje del objetivo principal del proyecto, que era realmente la eliminación de varios artículos de la ley de concesiones eléctricas, entre ellos la obligación de la aprobación de los estudios de impacto ambiental de los proyectos hidroeléctricos, como pre-requisito para dar en concesión la explotación de estos recursos.

Decretos de Urgencia DU001 y DU002-2011

Lo que es aún mas preocupante, es la forma que ha encontrado este gobierno para eludir la fiscalización ciudadana cuando ve que hay, o puede haber, cierta oposición a alguna medida que este quiere implementar; simplemente recurre a decretos de urgencia. Claramente no le gusta que se opongan a sus propuestas. En este tema de los estudios medio ambientales creo que el gobierno se ha pasado de la raya y concuerdo plenamente con los editoriales de El Comercio de los días 25 y 30 de enero, los cuales expresan su rechazo a los decretos y considera inaceptable la "flexibilización ambiental" que se pretende y la criticable actitud del MINAM al respecto.

Editoriales de El Comercio

Y no se diga que sobre las hidroeléctricas de la amazonía no se ha comentado y hecho conocer al gobierno la importancia de la aprobación de los estudios de impacto ambiental (y de la licencia social), antes de proceder con su autorización y concesión definitiva. No me refiero solamente a la oposición de ciertas comunidades, que ciertamente podrían ser susceptibles a manipulaciones interesadas, sino opiniones de técnicos y expertos reconocidos.

Modestamente, yo hice conocer mi opinión al respecto cuando comenté sobre las hidroeléctricas del convenio energético con Brasil, en mi blog del 2 de octubre de 2010, titulado: Desarrollo Hidroeléctrico - Parte 2 (verlo aquí). En esa presentación dediqué 4 "slides" expresamente al tema socio-ambiental y recomendaba la implantación en Perú de una Evaluación Ambiental Estratégica para los grandes proyectos de infraestructura. También se presentaba como referencia las exigencias en Brasil para obtener el licenciamiento socio ambiental de sus proyectos hidroeléctricos. ¿Qué menos se podría pedir en Perú para desarrollar un proyecto hidroeléctrico en nuestro territorio, fundamentalmente para la exportación de energía eléctrica a Brasil, que lo que piden ellos mismos para sus propios proyectos?

Primer Año de mi Blog de Energía

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Tue, 28 Dec 2010 00:37:00 +0000

Estamos por terminar el 2010 y el primer año de la publicación del blog Observatorio Energético. Cuando comencé tenía como meta publicar por lo menos un artículo por mes, o sea unos doce en el año. Lamentablemente no lo he logrado, aunque por poco. La cantidad no ha sido mucho problema, lo más difícil ha sido mantener una cierta regularidad. En un cierto momento estuve como 6 meses sin publicar nada pero al final del año recuperé el ritmo.

Quisiera aprovechar la ocasión para desearles a mis lectores unas felices fiestas de fin de año y lo mejor para el 2011 (al igual que a la niña de la foto). Por mi parte, (me) prometo en serio publicar por lo menos un artículo por mes en el 2011.

Niña del Cañón del Colca en Arequipa

El Proyecto de Ley Sobre Redes Inteligentes

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Thu, 23 Dec 2010 16:58:00 +0000

Para un ingeniero de potencia con interés profesional en simulación y optimización de sistemas, que en fecha tan lejana como 1977 escribió, junto a David Grandez, un artículo técnico sobre "The Future Peruvian Electric Power Control System" (presentado en la reunión de verano del Power Engineering Society del IEEE en julio de 1977), y que fue parte del equipo (conformado por los profesores Fred Schweppe y Richard Tabors del MIT) que realizó el "Estudio de Administración de Carga y Conservación de Energía en el Sistema de Electrolima" en agosto de 1986, la visión futura de las redes eléctricas inteligentes (las REI o "Smart Grids" en inglés) es muy interesante.

Slide Sobre REI de mi Presentación en el 5to Congreso Iberoamericano Sobre Regulación Económica
(REI: MI=Medición Inteligente; GD=Generación Distribuida; FER=Generación Intermitente de Energías Renovables; AE=Almacenamiento de Energía; AC=Administración de Carga; EE=Eficiencia Energética)

Así que no debe extrañar que con cierto entusiasmo leí la noticia que el gobierno había enviado al congreso un proyecto de ley (No. 4335-2010) para promover las REI. Sin embargo, cuando leí el texto del proyecto de ley mi entusiasmo inicial prácticamente desapareció. Dos aspectos del proyecto llamaron inmediatamente mi atención. Primero, en lo que respecta a las REI el proyecto contiene solamente dos artículos muy generales. Segundo, el resto de artículos del proyecto están dirigidos a modificar y eliminar artículos, algunos de ellos importantes, de las principales leyes del margo legal eléctrico peruano. Este blog lo voy a dedicar a las REI, dejando para otro posterior comentar el resto del proyecto de ley.

Lamentablemente, la iniciativa gubernamental en lo que respecta a las REI es una vez más lo que vienen haciendo las autoridades del sector desde hace mucho tiempo, o sea resolver puntualmente algún problema o crear una obligación, pasándole la cuenta al usuario bajo la justificación que todo esto se hace en beneficio del consumidor. Veamos lo que dice el proyecto (que lo pueden leer en el siguiente enlace: http://www.scribd.com/doc/41027703/Propuestas-de-modificacion-planteadas-en-el-Proyecto-de-Ley-N%C2%BA-4335).

Artículo 1.- Redes Eléctricas Inteligentes
La presente Ley promueve el desarrollo de las Redes Eléctricas Inteligentes (REI) en el país, con los objetivos de lograr una mayor eficiencia del sistema eléctrico, mejorar el monitoreo y el control del consumo eficiente de electricidad, y contribuir a una mayor utilización de energías renovables y generación distribuida, proporcionando a los usuarios un beneficio mayor que los costos correspondientes.

Artículo 2.- Modificación al Decreto Ley 25844
Modifíquese el Artículo 34 del Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, de acuerdo al texto siguiente:
"Artículo 34.- Los Distribuidores están obligados a:
(.....)
e) Desarrollar REI en las zonas de su concesión. El reglamento establecerá los criterios técnicos y económicos que sean aplicados por OSINERGMIN para la fijación tarifaria, asi como los plazos para su implementación."

En la exposición de motivos del proyecto se indica que: "Con la inclusión del Artículo 1, de las llamadas Redes Eléctricas Inteligentes (REI), las cuales tienen como objetivo lograr una mayor eficiencia en el sistema eléctrico, resulta necesario modificar este artículo referido a las obligaciones de los concesionarios de distribución para su implementación, conforme a los plazos y criterios de remuneración que establezca el reglamento."

Como referencia/ejemplo de la bondad de esta implementación se menciona el caso del proyecto Telegestore, desarrollado por ENEL Italia entre los años 2001 y 2006, abarcando la instalación de 29.8 millones de medidores inteligentes, a un costo de 2,100 millones de Euros, que representó US$88 por medidor, los cuales produjeron 500 millones de Euros de ahorros.

He buscado documentación del proyecto, particularmente sobre los ahorros producidos y no he podido encontrar nada específico. En la referencia del proyecto, que no es realmente de Redes Inteligentes sino solamente de medición inteligente, no mencionan dos cosas importantes. Una, que los medidores en Italia pertenecen a las empresas de distribución y no a los consumidores como es el caso peruano; y dos, que existe una tarifa exclusivamente para la medición, separada de la de distribución. En este enlace pueden ver una presentación que explica y presenta detalles del proyecto Telegestore:
http://www.raee.org/docs/RECUEIL_INTERV_CONF/2010/CONF_ALPENERGY_18MARS2010/6_POLIMILANO.pdf.

No creo que la exposición de motivos justifique crear una obligación a los distribuidores que va a ser pagada por los consumidores. Por otra parte, es indudable que las REI van a tener una importancia cada vez mas creciente en los sistemas eléctricos de potencia y que el país no puede quedarse rezagado tecnológicamente. Por lo tanto, yo recomendaría modificar el texto del Artículo 2 del proyecto de ley en lo que respecta a las REI, y también separar este tema del resto del proyecto de ley, que parece mas un cajón de sastre con decenas de cambios al marco legal del sector, que deben ser examinados cuidadosamente por separado.

Este es el texto que propongo para el segundo artículo:
Artículo 2.- El MEM y el OSINERGMIN, en un plazo no mayor a dieciocho (18) meses, realizarán los estudios de justificación técnica y económica de la implementación de las REI, y propondrán un cronograma de implementación por fases, en concordancia con el objetivo indicado en el Artículo 1 de proporcionar a los usuarios un beneficio mayor que los costos correspondientes. El OSINERGMIN propondrá un sistema tarifario de las REI, separado del VAD.

Tendencias de la Regulación Energética: ¿Tercera Generación de Reformas?

noreply@blogger.com (EZolezzi) — Sat, 04 Dec 2010 18:29:00 +0000

ESAN y ASIER me hicieron una gentil invitación para hacer una presentación en una de las mesas de trabajo sobre energía en el 5to Congreso Iberoamericano de Regulación Económica. ASIER es la Asociación Iberoamericana de Estudios de Regulación, de relativamente reciente creación (entiendo que sus actividades formales comenzaron simultáneamente con la realización de su 1er Congreso en Santiago de Chile en el 2005). ASIER es una institución fundamentalmente conformada por abogados vinculados, como ellos mismos indican, "al Derecho Público y la regulación de sectores estratégicos".

Para algunas personas como yo, que tienen un acercamiento fundamentalmente técnico-económico sobre estos temas, es importante entender la visión general que tiene el ASIER, y algunos importantes profesionales del Derecho, respecto a la función regulatoria del Estado y de los organismos reguladores. Uno puede ver la declaración de la Asamblea Constituyente del ASIER (http://www.asierregulacion.org/asamblea-constituyente.php) y también varios de los trabajos expuestos en este 5to Congreso, que reflejan una visión que favorece la auto-regulación y el arbitraje en los sectores y los mercados, argumentando/recomendando limitar el rol del Estado y los reguladores en los sectores estratégicos, a ser principalmente garantes de un marco legal y regulatorio acorde con esta visión (ver el programa de las principales presentaciones en: http://www.esan.edu.pe/congreso-regulacion-economica/programa/ y también en algunas de las mesas de trabajo: http://www.esan.edu.pe/congreso-regulacion-economica/salas-de-trabajo/ - ~~lamentablemente los trabajos no están accesibles en la red~~. Los trabajos pueden accesarse en la siguiente dirección web: http://www.esan.edu.pe/congreso-regulacion-economica/ppt/descarga-de-archivos/).

A continuación la presentación que expuse en este congreso.