El sector eléctrico en Perú ha experimentado grandes mejoras en los últimos 15 años. El acceso a la electricidad ha aumentado del 45% en 1990 al 96,4% en 2018, [1] [2] al tiempo que la calidad del servicio y la eficiencia en la prestación del mismo han mejorado. Estas mejoras fueron posibles gracias a las privatizaciones posteriores a las reformas iniciadas en 1992. Al mismo tiempo, las tarifas eléctricas se han mantenido en línea con el promedio de América Latina .
Sin embargo, persisten varios desafíos, entre los que destacan el nivel aún muy bajo de acceso en las zonas rurales y el potencial desaprovechado de algunas energías renovables, en particular la eólica y la solar , debido a un marco regulatorio inadecuado.
La capacidad de generación eléctrica actual se divide equitativamente entre fuentes térmicas e hidroeléctricas . Un renovado dinamismo reciente del sector eléctrico en el país se basa en el cambio hacia plantas de gas natural, que se alimentarán principalmente de la producción del yacimiento de gas de Camisea en la selva amazónica .
El Sistema Interconectado Nacional (SEIN) atiende al 85% de la población conectada, con varios sistemas “aislados” que cubren el resto del país. Mientras que la inversión en generación, transmisión y distribución en las zonas urbanas es predominantemente privada, los recursos para la electrificación rural provienen únicamente de fuentes públicas.
La capacidad instalada de generación en Perú se divide equitativamente entre fuentes térmicas e hidroeléctricas . En 2006, el país contaba con 6,7 GW de capacidad instalada, siendo el 52% térmica y el 48% hidroeléctrica, con una participación insignificante de otras fuentes renovables. De la capacidad total, el 84% (5,63 GW) ingresa al mercado eléctrico, mientras que el 16% restante (1,03 GW) se genera para autoconsumo. [3]
Sin embargo, la generación de electricidad no se divide de manera uniforme entre las dos fuentes dominantes. En 2006, el 72% de la generación total de electricidad del Perú provino de plantas hidroeléctricas (la generación total fue de 27,4 TWh), [3] y las plantas térmicas convencionales sólo funcionan durante los períodos de máxima demanda o cuando la producción hidroeléctrica se ve limitada por fenómenos meteorológicos. [4] Esta “subutilización” de la capacidad térmica del país se debe a los altos costos variables de la generación térmica. En 2004, el margen de reserva del país se estimó en un 45%. Sin embargo, cuando se eliminaron de la ecuación esas plantas térmicas de alto costo, los márgenes cayeron hasta un 15%. [5]
En un intento por reducir la dependencia del país de la energía hidroeléctrica, el gobierno peruano ha fomentado una mayor inversión en plantas generadoras de gas . El controvertido Proyecto de Gas de Camisea ha abierto la producción de gas natural en Perú, con la primera planta generadora de gas de 140 MW en Tumbes que comenzará a operar a fines de 2007. [4] El proyecto de Camisea se considera estratégico porque se espera que contribuya a reducir el déficit existente en la balanza comercial de hidrocarburos del Perú al sustituir importaciones (principalmente de diésel y GLP) y permitir exportaciones (nafta, excedentes de GLP). [6]
El dinamismo del sector eléctrico se ha mantenido durante 2007, estimándose un aumento de la generación del 9,3%, que se espera alcance los 30 TWh. Este aumento se debe principalmente a las condiciones positivas existentes para la generación térmica mediante el uso de gas natural en nuevas plantas y también a un aumento de la generación hidroeléctrica debido a la disponibilidad de recursos hídricos en las instalaciones hidroeléctricas existentes. [7]
En el año 2006, el consumo total de electricidad en el Perú fue de 24 TWh, lo que corresponde a 872 kWh per cápita al año. La distribución del consumo por sectores económicos es la siguiente: [3]
En términos de proyecciones de demanda, el Ministerio de Energía y Minas estima que la demanda eléctrica aumentará entre 5,6% y 7,4% anual entre 2007 y 2015. [8] Se espera que la demanda eléctrica per cápita alcance 1.632 kWh en 2030. [9]
Para satisfacer esta creciente demanda, el Perú dependerá del gas natural, que es la opción más competitiva en términos de costos entre todos los demás tipos de combustibles. Por ello, se espera que la capacidad instalada de generación de electricidad a gas aumente de 0,3 GW en 2002 a 6,0 GW en 2030. Se espera que, a partir de 2026, el gas natural adquiera la participación dominante en la matriz de generación eléctrica, alcanzando el 44% en 2030, en comparación con el 37% de la hidroelectricidad en el mismo año. [9]
En 2006, el 79% de la población peruana tenía acceso a la electricidad, [3] un porcentaje que está por debajo del promedio de 94,6% de la región de América Latina y el Caribe [10] . El Perú tiene una de las tasas de electrificación rural más bajas de América Latina. La cobertura en las zonas rurales predominantemente pobres es de alrededor del 30%, con más de seis millones de personas sin acceso a la electricidad. En su Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) de 2004, el Gobierno del Perú reiteró su compromiso de reducir la brecha de electrificación, con el objetivo de aumentar la cobertura rural del 30% al 75% para 2013. [11]
En 2005, el número promedio de interrupciones por suscriptor fue de 14,5, mientras que la duración de las interrupciones por suscriptor fue de 18,3 horas. Ambas cifras son muy cercanas a los promedios ponderados de 13 interrupciones y 14 horas para la región de América Latina y el Caribe . [10]
Las pérdidas en 2006 ascendieron al 11% de la producción total. Las pérdidas en distribución fueron del 6,3% [3] , cifra inferior al 22% de una década antes y al 13,5% de la media de América Latina y el Caribe [10] . Las pérdidas en transmisión para el mismo año se han estimado en un 4,7%. [3]
La Dirección General de la Electricidad (DGE ), adscrita al Ministerio de Energía y Minas (MEM), es la encargada de establecer las políticas y regulaciones eléctricas y de otorgar concesiones. También es responsable de elaborar los planes de expansión de generación y transmisión y debe aprobar los procedimientos pertinentes para la operación del sistema eléctrico. [12]
El Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN ), creado en 1996 como OSINERG (las competencias en materia de minería fueron agregadas recientemente, en enero de 2007), es el encargado de hacer cumplir la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y también es el encargado de garantizar el servicio público de electricidad. OSINERG es también el organismo encargado de hacer cumplir las obligaciones fiscales de los concesionarios establecidas por la ley y su reglamento. Finalmente, es responsable de vigilar el cumplimiento de las funciones de los Comités de Operación Económica del Sistema (COES) y de determinar semestralmente los porcentajes de participación de mercado de las empresas. [12]
En el año 2000, OSINERG se fusionó con la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE), actualmente Oficina Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). En conjunto, son las encargadas de fijar las tarifas de generación, transmisión y distribución y las condiciones de ajuste tarifario para los consumidores finales. También determinan las tarifas de transporte y distribución de gas por ducto. [12]
En materia de electrificación rural, la Dirección Nacional de Electrificación Rural (DGER) está a cargo del Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), el cual se enmarca en los lineamientos de política establecidos por el Ministerio de Energía y Minas. La DGER está a cargo de la ejecución y coordinación de proyectos en áreas rurales y regiones de extrema pobreza. [13]
Finalmente, el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI) es el encargado de vigilar el cumplimiento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio de 1997. [12]
En 2006, 38 empresas generaron electricidad para el mercado, mientras que 78 empresas produjeron electricidad para su propio uso. [3] Entre las 38 empresas que suministraban energía al mercado, cuatro de ellas representaban el 70% de la capacidad total: [3]
ELP domina la producción hidroeléctrica, con el 32% del total, mientras que EDEGEL lidera la generación térmica también con el 32% del total. [3]
Las empresas privadas dominan el sector de generación. En términos de participación, las empresas estatales poseen el 31% de la capacidad de generación, mientras que el 69% restante está en manos privadas. Los porcentajes de producción son del 40% y el 60% para las empresas públicas y privadas respectivamente. [3]
En el Perú el 100% de las actividades de transmisión están en manos privadas. En 2006, eran 6 empresas puramente transmisoras las que participaban en la transmisión de electricidad en el Perú: Red de Energía del Perú SA (REPSA), con el 28% de las líneas de transmisión; y Consorcio Energético Huancavelica (CONENHUA), Consorcio Transmantaro SA (SA Transmantaro), Eteselva SRL, Interconexión Eléctrica ISA Perú (ISAPERU) y Red Eléctrica del Sur.SA (REDESUR), con el 15% de las líneas. Las empresas de generación y distribución y las empresas que generan electricidad para su propio consumo operan el 57% restante de las líneas de transmisión. [3]
En 2020, el 63% de la electricidad fue comercializada por 22 empresas distribuidoras, mientras que el 37% restante fue comercializado directamente por empresas generadoras. Las empresas que destacaron por sus ventas a consumidores finales fueron: Enel (25%), Luz del Sur (22%), Enersur (8%), Edegel (7%), Electroperú (5%), Hidrandina (4%), Termoselva (4%) y Electroandes (4%). [3]
Las empresas de distribución pública suministran electricidad al 55% de los clientes existentes, mientras que el 45% restante está en manos de las empresas privadas. Sin embargo, en términos de electricidad distribuida, las empresas privadas tienen el liderazgo con el 71% del total frente al 29% de las públicas. [3]
El Fondo Nacional del Ambiente (FONAM) fue creado en 1997 y recibió el mandato del Congreso peruano de identificar y promover proyectos que aprovechen fuentes de energía renovables, introduzcan tecnologías limpias y promuevan la eficiencia energética y la sustitución de combustibles altamente contaminantes. Sin embargo, el aporte de fuentes de energía renovables distintas a la hidroelectricidad es aún muy limitado en el Perú. [14]
La hidroelectricidad es el único recurso renovable explotado en el Perú. [3] En 2006, representó el 48% de la capacidad instalada total y el 72% de la electricidad generada. La mayor instalación hidroeléctrica del país es el Complejo Mantaro de 900 MW en el sur del Perú, que es operado por la empresa estatal Electroperú. Las dos plantas hidroeléctricas del complejo generan más de un tercio del suministro total de electricidad del Perú. En febrero de 2006, Egecen SA completó la construcción de la planta hidroeléctrica Yuncán de 130 MW, ubicada al noreste de Lima. La planta será operada por EnerSur, una subsidiaria de Suez Energy International con sede en Bruselas. [15]
La construcción del proyecto multipropósito Olmos Transandino está en marcha desde 2006 y en febrero de 2010 se espera que se emita el contrato para su planta hidroeléctrica . [16] La central eléctrica en la provincia de Cajamarca , al noroeste de Perú , tendrá una capacidad de 600 MW y producirá 4.000 GWh al año. [17] La construcción de la presa de 406 MW en el río Huallaga en el distrito de Chaglla comenzó en 2012. [18] El Cerro del Águila de 525 MW se inauguró en 2016. [19] En 2012, el proyecto hidroeléctrico Salcca-Pucara recibió la última de varias aprobaciones que necesitaba. [20]
Estudios del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI) han estimado un potencial eólico total de 19 GWh/año para el Perú, o alrededor del 70% del consumo eléctrico actual. Los departamentos de Talara , Laguna Grande, Marcona y Pta. Atico son las regiones con mayor potencial eólico. Sin embargo, la ausencia de un marco regulatorio y de un registro confiable del potencial eólico, junto con la falta de recursos humanos, financieros y técnicos, ha dificultado hasta ahora la explotación del potencial eólico del Perú. [21]
El aporte de la energía eólica a la matriz energética del Perú fue insignificante en la primera década del siglo XXI, con apenas 0,7 MW de capacidad instalada en 2006. [3] En 2014 se inauguraron tres grandes parques eólicos: el Parque Eólico Marcona de 32 MW en la región Ica, el Parque Eólico Cupisnique de 83 MW en Pacasmayo y el Parque Eólico Talara de 30 MW en la región Piura. [22] [23]
Engie está construyendo un nuevo parque eólico de 260 MW en Punta Lomitas. Se espera que entre en funcionamiento en 2023. [24]
Se estima que el Perú cuenta con condiciones favorables para el desarrollo de proyectos de energía solar . Sin embargo, el potencial solar del país aún no ha sido explotado. En las cordilleras ubicadas al sur, la energía solar alcanza niveles promedio superiores a los 6 kWh/m2/día, que se encuentran entre los más altos a nivel mundial. [25]
Un estudio de la Red de Conocimiento sobre Clima y Desarrollo concluyó que, a pesar del alto potencial de ahorro en costos de energía en el sector privado , una serie de barreras impiden que las empresas peruanas identifiquen e implementen oportunidades de eficiencia energética en sus instalaciones y operaciones. [26]
Se espera que la demanda de energía en el Perú siga aumentando en las próximas décadas, impulsada en gran medida por la expansión industrial y la creciente prosperidad económica. Sin embargo, el Gobierno peruano ha reconocido la importancia de la eficiencia energética como un elemento clave en la estrategia y la acción de mitigación del cambio climático , y la eficiencia energética figura entre las acciones de mitigación del cambio climático en la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) del Perú en el marco del Acuerdo de París de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), y también en el proyecto de Planificación para el Cambio Climático del Perú, conocido como "PlanCC". [26]
Una de las primeras centrales hidroeléctricas de mayor tamaño entró en funcionamiento en 1914 en La Oroya para satisfacer la creciente demanda de energía de las actividades mineras de la Cerro de Pasco Copper Corporation. [27] Poco después se estableció una segunda central hidroeléctrica en Pachachaca. [28] A fines de la década de 1930, se construyeron dos centrales más en Upamayo y Mal Paso y se construyó un sistema local de líneas eléctricas aéreas para conectar las centrales hidroeléctricas. El sector minero seguía siendo el principal consumidor de energía eléctrica.
Entre 1934 y 1938 se construyó en el valle del Rímac la central hidroeléctrica Callahuanca para abastecer de energía a Lima. [29] En ese entonces sólo existían redes eléctricas locales y regionales.
Desde sus inicios, el sistema eléctrico nacional peruano comenzó a desarrollarse por iniciativa privada. En 1955, la Ley Nº 12378 reguló los mecanismos de participación privada, estableciendo un sistema de concesiones con compromisos de incrementar la capacidad de generación en un 10% anual. Luego se creó la Comisión Nacional de Tarifas y otros mecanismos que apuntaban a garantizar la rentabilidad de las inversiones. Sin embargo, a principios de la década de 1970, se produjeron cambios profundos. En 1972, el gobierno militar de facto nacionalizó la industria eléctrica mediante la Ley Nº 19521, creando ELECTROPERÚ (Empresa Eléctrica del Perú). ELECTROPERÚ pasó a ser propietaria de todos los activos de generación, transmisión y distribución y pasó a encargarse de la prestación del servicio y la planificación de las inversiones. Hasta principios de la década de 1980 hubo grandes inversiones en proyectos hidroeléctricos y térmicos. Sin embargo, este dinamismo comenzó a debilitarse durante la década de 1980, principalmente debido a la crisis de la deuda iniciada en 1982 y que impidió nuevos financiamientos en la región. A principios de la década de 1990, el sector eléctrico en el Perú mostró un importante deterioro debido a la baja inversión en infraestructura, a que las tarifas no cubrían los costos de producción, a la limitada inversión en mantenimiento y a la destrucción sistemática de infraestructuras por parte de actividades terroristas. Los resultados de esta crisis fueron severos: en 1990 sólo el 45% de la población tenía acceso a la electricidad, la oferta sólo cubría el 74% de la demanda y las pérdidas de distribución superaban el 20%. [12]
El proceso de reforma estructural iniciado en 1992 bajo el gobierno del presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del sector eléctrico en una década en la que la mayoría de los países de la región atravesaron un proceso similar. El proceso de reestructuración, articulado en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio estatal verticalmente integrado en generación , transmisión y distribución y sentó las bases para la introducción de operadores privados y la competencia por la generación y comercialización, con la transmisión y distribución reguladas sobre la base de la libre entrada y el acceso abierto. La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26876 (Ley Antimonopolio y Antioligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y transferencia de activos de generación a empresas privadas se inició en 1994 y se relanzó en 2002 ya que aún no había concluido. [30]
Las empresas privadas que surgieron de las reformas de 1992 asumieron compromisos de inversión sustanciales que se cumplieron en los años siguientes. Las cifras de inversión alcanzaron sus niveles más altos en el período 1996-1999, para luego declinar una vez que se cumplieron los compromisos. El alto nivel de inversión llevó a incrementos promedio anuales en la capacidad instalada de 9.2%, tasa que no fue acompañada por el aumento de la demanda, que aumentó sólo 4.7% anual en promedio. Como resultado, el nivel de reservas en el Sistema Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a tasas promedio de 23.2%. Las inversiones en transmisión y distribución llevaron a aumentos en la cobertura del 53% en 1993 al 76% en 2004. [31]
En septiembre de 2000 se aprobó la Ley de Promoción de la Eficiencia Energética (Ley N° 27345), que declara de interés nacional el apoyo al uso eficiente de la energía. El reglamento de esta Ley fue aprobado en octubre de 2007 (mediante Decreto Supremo N° 053-2007-EM). Los objetivos de la Ley son contribuir a la seguridad energética, mejorar la competitividad del país, generar excedentes para las exportaciones, reducir los impactos ambientales, proteger a los consumidores y crear conciencia sobre la importancia del uso eficiente de la energía . [32]
En materia de electrificación rural, ha habido varios intentos de cambiar el marco institucional y legal existente. En los últimos años, el Congreso ha aprobado dos leyes (la Ley de Electrificación de Zonas Rurales y Aisladas o Fronterizas en 2002 y la Ley para Regular la Promoción de la Inversión Privada en Electrificación Rural en 2004), pero ninguna de ellas ha sido implementada debido a conflictos con disposiciones de otras leyes. [11]
En 2006, la tarifa residencial promedio en Perú fue de US$0,1046 por kWh, [3] el promedio ponderado de ALC en 2005 fue de US$0,115. [10]
En el mercado no regulado, la tarifa promedio para los clientes finales fue de US$0,0558 por kWh para la electricidad suministrada directamente por los generadores y de US$0,0551 por kWh para la electricidad suministrada por las empresas distribuidoras. [3]
La Ley N° 275010 creó, en noviembre de 2001, el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE). Este Fondo estableció un sistema de subsidios cruzados entre los consumidores que beneficia a los usuarios con consumos mensuales inferiores a 100 kWh mediante descuentos fijos y proporcionales. El descuento fijo se aplica a los consumidores entre 30 y 100 kWh y el descuento proporcional está dirigido a aquellos con consumos inferiores a 30 kWh. El monto de los descuentos se financia mediante un recargo en la tarifa que pagan los consumidores regulados con consumos mensuales superiores a 100 kWh. [12]
El número de hogares que se benefician de este esquema es superior a 2,4 millones (de los 3,6 millones de hogares conectados a nivel nacional). En julio de 2004, el FOSE se amplió para cubrir hasta el 50% de la factura en el Sistema Interconectado Nacional (SEIN) y el 62,5% en los sistemas aislados para los usuarios con consumos inferiores a 30 kWh, incluyendo además un enfoque especial por ubicación geográfica (rural-urbana). [12]
(Ver Evaluación del FOSE para un análisis detallado de los resultados del FOSE.)
En 2004, las necesidades anuales de inversión en el sector eléctrico hasta 2016 se estimaron en 200 millones de dólares, considerando un aumento anual proyectado de la demanda del 5%. [5]
La inversión total en el sector eléctrico en 2006 fue de US$480,2 millones, cifra 22% superior a la del año 2005. La inversión en generación , transmisión y distribución ascendió a US$446,2 millones, mientras que la inversión de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) en Electrificación Rural fue de US$34 millones. En el cuadro siguiente se resume la contribución tanto del sector privado como del público: [3]
Fuente : Ministerio de Energía y Minas 2007
(Ver Dirección Ejecutiva de Proyectos Solar PV Proyecto de Electrificación Rural)
La inversión de las empresas privadas ha despegado después de haber alcanzado cifras muy bajas en 2003 (US$120 millones, equivalente a la inversión pública de ese año) tras la disminución general de la inversión que se produjo a partir de 1999. [5]
Para satisfacer la demanda prevista, se estima que las necesidades totales de inversión en generación y transmisión de electricidad entre 2002 y 2030 serán de entre 16,2 y 20,7 millones de dólares. [9]
Tras la reforma del sector eléctrico a principios de los años 1990, la electrificación rural en el Perú se ha limitado a la inversión directa del gobierno central, sin fondos adicionales de las comunidades, los gobiernos regionales o los proveedores de servicios. Un problema importante que disuade a las empresas de distribución eléctrica de invertir en la electrificación rural es el hecho de que poseen áreas de concesión concentradas en pequeñas áreas alrededor de los centros urbanos y sólo están obligadas a atender las solicitudes de servicio dentro de los 100 metros de la red existente. [11]
Para ampliar la cobertura, el Gobierno del Perú ha gastado un promedio de US$40–50 millones por año en electrificación en los últimos diez años. Estas inversiones se llevaron a cabo a través de fondos sociales (por ejemplo, FONCODES – Fondo de Cooperación para el Desarrollo Social) y, en mayor medida, por la Oficina Ejecutiva de Proyectos (DEP), una división del Ministerio de Energía y Minas (MEM). La DEP, que actualmente está en proceso de ser absorbida por la Dirección Nacional de Electrificación Rural (DGER), [33] está a cargo de la planificación, el diseño y la construcción de los sistemas eléctricos rurales. Una vez que están finalizados, los sistemas eléctricos rurales se entregan para su operación a empresas de distribución de propiedad estatal o a una empresa de tenencia de activos de propiedad estatal especialmente creada que administra los sistemas bajo contratos de operación con empresas de propiedad estatal o municipios. [11]
El proceso de reforma estructural iniciado en 1992 desmanteló el monopolio estatal verticalmente integrado y condujo a la privatización del sector eléctrico. Hoy, las empresas privadas dominan el sector de generación con casi el 70% de la capacidad en sus manos. Aunque hay alrededor de 40 empresas que generan electricidad para el mercado, solo 4 de ellas (EDEGEL SAA, Electroperú SA, Energía del Sur SA y EGENOR) concentran el 70% de la capacidad total.
En cuanto a la transmisión, el 100% está en manos de varias empresas privadas, mientras que el 71% de la electricidad distribuida y el 45% de los clientes existentes también estaban controlados por empresas privadas.
La Comisión Nacional del Ambiente (CONAM), creada en 1994, tiene las competencias ambientales en el Perú y promueve el desarrollo sostenible. La CONAM es un organismo público descentralizado adscrito al Ministerio de la Presidencia. Su Comité de Gestión está integrado por 10 miembros de los gobiernos nacional, regional y local; representantes del sector económico; ONG; universidades y asociaciones profesionales. La Agenda Ambiental Nacional es el instrumento que prioriza los temas ambientales identificados a nivel nacional. [34]
En 2002, el CONAM creó la Estrategia Nacional de Cambio Climático, la cual tuvo como objetivo transmitir la relevancia de la vulnerabilidad del Perú al cambio climático . El objetivo principal fue recalcar la necesidad de incorporar en las políticas y programas del país las medidas de adaptación necesarias y concientizar a la población sobre los riesgos existentes y las acciones que pueden emprender para utilizar los recursos de manera responsable. Para implementar la Estrategia mencionada se creó el Programa de Fortalecimiento de la Capacidad Nacional para la Gestión del Cambio Climático y la Contaminación Atmosférica (PROCLIM). El PROCLIM tiene como objetivo contribuir a la reducción de la pobreza promoviendo la integración de las cuestiones de cambio climático y calidad del aire en las políticas de desarrollo sostenible. [35]
OLADE (Asociación Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 derivadas de la producción de electricidad en 2003 fueron de 3,32 millones de toneladas de CO 2 , lo que corresponde al 13% de las emisiones totales del sector energético. [36]
Actualmente (noviembre de 2007) existen siete proyectos MDL registrados en el sector eléctrico del Perú, con reducciones totales de emisiones estimadas en 800.020 tCO 2 e por año. [37]
Fuente : CMNUCC
El Fondo Nacional del Ambiente FONAM es el punto focal de los proyectos MDL en el Perú.
En noviembre de 2022, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) anunció la aprobación de un préstamo de US$125 millones para un proyecto de línea eléctrica de 500 kilovoltios que conectará las redes eléctricas de Ecuador y Perú. El Banco Europeo de Inversiones aportará US$125 millones adicionales al proyecto. Esta iniciativa tiene como objetivo construir una línea de 544 kilómetros en cinco años, aumentando la capacidad de transmisión transfronteriza a 680 megavatios y promoviendo un mercado eléctrico subregional dentro de la zona de libre comercio de la Comunidad Andina . El préstamo, otorgado en el marco de la Facilidad de Financiamiento Flexible del BID, tiene un plazo de 23 años con un período de gracia de 7,5 años y una tasa de interés basada en la Tasa de Financiamiento Garantizado a un Día (SOFR). La empresa eléctrica estatal de Ecuador, Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), aportará US$13,62 millones en fondos de contrapartida local. [38]
Anteriormente, el Banco Mundial financió un proyecto de electrificación rural en Perú. Se trató de un proyecto de seis años de duración, de 2006 a 2012, por un total de 145 millones de dólares. El Banco Mundial contribuyó con 50 millones de dólares en préstamos, mientras que el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) proporcionó una subvención de 10 millones de dólares. El proyecto tenía por objeto aumentar el acceso a servicios de electricidad eficientes y sostenibles, así como mejorar la calidad de vida y las oportunidades de generación de ingresos en las zonas rurales. [11]
En septiembre de 2021, el Banco Mundial aprobó un préstamo de US$70 millones para financiar inversiones prioritarias en el sector eléctrico del Perú. Estas inversiones tienen como objetivo mejorar la disponibilidad, confiabilidad y resiliencia climática del servicio eléctrico, en particular en sectores de bajos ingresos y regiones con servicios eléctricos inadecuados o poco confiables. Además, el proyecto promoverá el desarrollo de un suministro eléctrico más ecológico con menores emisiones de gases de efecto invernadero y brindará asistencia técnica para apoyar la reforma del sector energético del gobierno peruano para la recuperación económica pospandemia. El financiamiento total del proyecto asciende a US$95,10 millones, de los cuales el Banco Mundial aportará US$70 millones y el Gobierno del Perú US$25,10 millones. [39]
"Con la inauguración de los parques eólicos peruanos de ContourGlobal, el país está dando un gran paso hacia la concreción de los beneficios de integrar la energía eólica a la red eléctrica nacional. Perú cuenta con abundantes recursos eólicos, lo que hace que la electricidad generada por el viento sea significativamente menos costosa que muchas de las plantas de energía a base de combustibles fósiles del país", afirmó Alessandra Marinheiro, directora ejecutiva de ContourGlobal Latam.