1. COBER IV
RECURSO BIOMASA AGRÍCOLA : OPORTUNIDAD Y
LECCIONES DE LA SUBASTA PARA SUMINISTRO
DE ELECTRICIDAD - PERÚ 2009 Y 2010DE ELECTRICIDAD - PERÚ 2009 Y 2010
Jaime Gianella
Monder sac
Lima, octubre 2010

2. CONTENIDO
1. Balance Nacional de Energía: Fuentes Energía Primaria Comercial y No Comercial.
Criterios de clasificación utilizados y requisitos para considerar el RER Biomasa Agrícola y
Forestal (residuos y cultivos energéticos) como Fuente de Energía Primaria Comercial .
2. Disponibilidad de biomasa de origen agrícola para fines de energía, potencia factible y
rango de competitividad.
3. Uso de biomasa de origen agrícola para fines de energía, mitigación de emisiones de GEI
y de contaminantes permanentes.
4. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER
- Marco Legal
- Energía demandada y suministro programado según fuente de RER
- Característica de la oferta de electricidad según fuente de RER (primera y
segunda convocatoria)
5. Evaluación de la oferta basada en biomasa
6. Conclusiones: perspectiva para cogeneración y suministro de electricidad al SEIN a partir
de biomasa agrícola (residuos y cultivos energéticos).

3. PERÚ: ENERGÍA PRIMARIA COMERCIAL 2008
Fuente Reserva
Probada (TJ)
Producción
(TJ)
Oferta Interna
Bruta (TJ)
Petróleo Crudo 2,590,638 162,295 323,983
Gas Natural +
LGN
15,141,269 213,235 213,235
LGN
Carbón Mineral 1,279,200 4,146 31,414
Hidroenergía 5,965,666 88,818 85,818
Uranio 878,639 0.00 0.00
TOTAL 25,855,413 465,494 654,450
Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de
Energía y Minas, Lima 2009

4. PERÚ: ENERGÍA PRIMARIA NO COMERCIAL
2008
Fuente Reserva
Probada (TJ)
Producción
(TJ)
Oferta Interna
Bruta (TJ)
Leña - 61,957 61,957
Bagazo - 18,870 18,870Bagazo - 18,870 18,870
Bosta & Yareta - 5,549 5,549
Energía Solar - 302 302
TOTAL - 86,678 86,678
Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de Energía y
Minas, Lima 2009

5. PERÚ: RESUMEN ENERGÍA PRIMARIA 2008
Fuente
Reserva
Probada
(TJ)
Producción
(TJ)
Oferta Interna
Bruta
(TJ)
Energía 25,855,413 465,494 654,450Energía
Comercial
25,855,413 465,494 654,450
Energía no
Comercial
0 86,678 86,678
TOTAL 25,800,184 552,172 741,128
Fuente: Balance Nacional de Energía 2008, Ministerio de Energía y Minas,
Lima 2009
Total Energía no Comercial /Total Producción = 16%
Total Energía no Comercial/Total Oferta Interna Bruta = 12%

6. PERU REGIÓN COSTA: ESTIMACIÓN DE LA EQUIVALENCIA ENERGÉTICA DEL
VOLUMEN DE RESIDUOS DE CAÑA DE AZÚCAR, ALGODÓN, ARROZ Y MAÍZ
(cálculo basado en el valor anual promedio de producción y siembra 2005 – 2009)
Residuos de Biomasa ton/año TEP/año TJ/año M MWt M Mwe
Potencia
MWe
Miles Miles Miles Miles Miles f.c. 0.80
Caña de azúcar
Follaje (base seca) 1/ 1,314 464 20 5,668 1,701 243
Bagazo Integral (base húmeda 50%) 2/ 2,065 385 17 4,690 1,407 201Bagazo Integral (base húmeda 50%) 2/ 2,065 385 17 4,690 1,407 201
Médula (base húmeda) 3/ 826 154 7 1,874 562 80
Algodón / Broza - Rastrojo 4/ 676 282 12 3,439 1,032 147
Arroz 1,094 379 17 4,620 1,386 198
Cáscara 5/ 403 145 6 1,774 532 76
Tallo (paja) 6/ 690 233 10 2,847 854 122
Maíz Amarillo Duro 7/ 1,006 340 15 4,151 1,245 178
TOTAL
Opción A 6,154 1,850 81 22,568 6,770 967
Opción B 4,916 1,618 71 19,752 5,926 847

7. Opción A: Incluye el valor energético del bagazo integral (fibra y médula en base húmeda),
excluye la médula.
Opción B: Incluye el valor energético de la fracción médula del bagazo integral base húmeda,
excluye la fracción fibra.
NOTAS
1/ Corresponde al 13.2% del volumen en base seca (< = 10% humedad) de la biomasa aérea de la
caña de azúcar cosechada, el valor energético de 1 tonelada de follaje base seca equivale a 106
galones de Petróleo (0.35 TEP).
2/ Corresponde al 25% del volumen de caña de azúcar procesada, el valor energético de 1 tonelada
de bagazo integral (fibra y médula) con 50% de humedad equivale a 56 galones de Petróleo.
3/ Corresponde al 40% del bagazo integral base húmeda, el valor energético de 1 tonelada de
médula con 50% de humedad equivale a 56 galones de Petróleo.
4/ Corresponde a 10 ton de rastrojo/ha y equivalencia de 1 galón de Petróleo por 8 Kg de rastrojo en
base seca.base seca.
5/ Corresponde al 20% del volumen de arroz cáscara cosechado y equivalencia de 108 galones de
Petróleo por ton de cáscara de arroz base seca.
6/ Corresponde al 50% del peso del tallo de arroz cosechado (peso arroz cáscara = peso tallo) y
equivalencia de 81.6 galones de petróleo por ton de tallo base seca.
7/ Corresponde al 40% del tallo de maíz en base seca, su equivalencia energética es de 101
galones de Petróleo por ton de rastrojo de maíz.
Fuente: Proyecto GEF-IFC- Monder “Obtención de biocombustibles y fibra celulosa a
partir de residuos agrícolas y forestales” y SalixSphere-Wilñstrand Innovation - Monder
“Evaluación de Campo - Composición de la Biomasa Cañera del Valle del Chancay -
Lambayeque Perú”.

8. Comparación Recurso Biomasa Agrícola (residuos) - Fuentes de
Energía Primaria Comercial
La energía primaria (TJ) contenida en el volumen anual promedio 2005-2009 de residuos
agrícolas que generan 4 cultivos en la costa del Perú, representó con relación a la producción de
registrada en 2008 según fuente de Energía Primaria Comercial:
- 17% del total de Energía Primaria Comercial
- 12% del total de la Oferta Bruta Interna
- 43% de la energía importada
- 50% del aporte del Petróleo Crudo
- 38% del aporte del GN y LGN
- 19.5 veces la contribución de Carbón Mineral
- 92% del aporte de la Hidroenergía

9. CONCLUSIONES PRELIMINARES
• En el Balance Nacional de Energía no se contabiliza los residuos agrícolas como
fuente de energía.
• Se requiere mayor difusión de información sobre disponibilidad y potencia energética
de la biomasa residuo agrícola, sobre tecnologías para su aprovechamiento eficiente
y sobre la necesidad de establecer normas para una adecuada eliminación/uso de
los mismos para evitar la emisión de contaminantes permanentes que afectan la
salud y perjudicarán la actividad agrícola.
• Se requiere promover la demanda – mercado, la identificación y evaluación de
proyectos constituye una vía para ello. Los proyectos pueden ser de distinto
tamaño/potencia, para diversas zonas de la costa se estima factible operar
competitivamente plantas térmicas de 2.0 MWe - 50 MWe.
• Un aspecto central para determinar la competitividad de los residuos agrícolas como
fuente de energía primaria comercial es el costo por MW de energía primaria puesto
en planta comparativamente al costo de la energía que proveen fuentes no
renovables. Se requiere difundir análisis comparativo costo/beneficio social y privado,
costo de oportunidad y de costo/eficiencia.
• Los productores que generan residuos agrícolas deben asumir un papel más activo
en la promoción de la biomasa para combustible.

10. COSTO COMPARATIVO DE INVERSIÓN Y
GENERACIÓN PARA PLANTAS
TÉRMICAS DE BIOMASA, GAS NATURAL
MONDER S.A.C 10
TÉRMICAS DE BIOMASA, GAS NATURAL
Y CARBÓN MINERALCOSTOS

11. Follaje Gas Natural Carbón
Capacidad instalada , MW 100 100 100
Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000
Eficiencia 0.30 0.45 0.30
Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 90.80 117.40
Costo de instalación, USD/kW 2,000 1,500 2,000
Índice de descuento 0.10 0.10 0.10
Alternativa 1
Costos de instalación: USD 1,500 para Follaje de Caña de Azúcar y Carbón Mineral, USD
1,200 Kw para Gas Natural - USD 2.27 MMBtu
MONDER S.A.C 11
Vida útil, años 30 30 30
Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000
Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400
Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592
Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501
Costo total de instalación, USD 120,000,000 120,000,000 120,000,000
Costo inversión anualizado, USD $12,729,510 $12,729,510 $12,729,510
Costo total anualizado, USD $14,334,246 $25,192,959 $36,279,011
Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.040 0.064
Diferencia 23% 96%
*/ USD 2.27 X 1MMBTU (1,000p3)
**/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe

12. Alternativa 2:
Costos de instalación: USD 2,000 Kw para Follaje de Caña de Azúcar y
Carbón Mineral, USD 1,200 Kw para Gas Natural - USD 2.27 MMBtu
Follaje Gas Natural Carbón
Capacidad instalada , MW 100 100 100
Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000
Eficiencia 0.30 0.45 0.30
Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 90.80 117.40
Costo de instalación, USD/Kw. 2,000 1,200 2,000
Índice de descuento 0.10 0.10 0.10
Vida útil, años 30 30 30
MONDER S.A.C 12
Vida útil, años 30 30 30
Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000
Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400
Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592
Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501
Costo total de instalación, USD 120,000,000 100,000,000 120,000,000
Costo inversión anualizado, USD $12,729,510 $10,607,925 $12,729,510
Costo total anualizado, USD $14,334,246 $23,071,374 $36,279,011
Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.036 0.064
Diferencia 9% 96%
*/ USD 2.27X 1MMBTU (1,000p3)
**/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe

13. Follaje Gas Natural Carbón
Capacidad instalada , MW 100 100 100
Horas de funcionamiento 7,000 7,000 7,000
Eficiencia 0.30 0.45 0.30
Costo de combustible, USD/tep */ 8.00 140 117.40
Costo de instalación, USD/kW 2,000 1,200 2,000
Índice de descuento 0.10 0.10 0.10
Alternativa 3
Costo de instalación: USD 2,000 Kw para Follaje de Caña de Azúcar y para
Carbón Mineral, USD 1,200 para Gas Natural - USD 4.0 MMBtu
MONDER S.A.C 13
Índice de descuento 0.10 0.10 0.10
Vida útil, años 30 30 30
Electricidad generada, MWh 700,000 700,000 700,000
Energía consumida, TJ 8,400 5,600 8,400
Energía consumida, tep 200,592 133,728 200,592
Costo anual de combustible, USD 1,604,736 12,463,450 23,549,501
Costo total de instalación, USD 150,000,000 120,000,000 150,000,000
Costo inversión anualizado, USD $15,911,887 $12,729,510 $15,911,887
Costo total anualizado, USD $17,516,623 $25,192,959 $39,461,388
Costo de electricidad, USD/kWh 0.033 0.049 0.064
Diferencia 50% 96%
*/ USD 2.7 X 1MMBtu (1,000p3)
**/ USD 82.21 CIF ton, se requiere 1.428 ton Hulla Bituminosa por toe

14. USO DE BIODIESEL, ETANOL ANHIDRO Y BIOMASA: EFECTO EN
REDUCCIÓN DE GEI (I)
• Para el caso del Perú la reducción de GEI mediante sustitución de hidrocarburos por biomasa,
presenta un perfil de mayor incidencia respecto del reemplazo de diesel por biodiesel y gasolina
por etanol anhidro.
• A partir del 2011 el diesel se expenderá con 5% de biodiesel. De acuerdo al Plan Referencial de
Hidrocarburos 2007 – 2016 (MINEM) , se estima que en el 2012 tal proporción representaría 1.22
MMbb/año de diesel sustituido y 1.31 MMbb/año para el 2015. Sin considerar la emisión (balance
neto) de GEI correspondiente a la producción de biodiesel, dicha sustitución implicará una menor
emisión de 524,000 tonCO2eq en el primer año indicado y de 562,656 tonCO2eq en el segundo
año.año.
• La sustitución de gasolina (7.8%), proyectada para el 2012 determinará una reducción de 0.46
MMbb/año en el uso de gasolina motor y en función a la proyectada tendencia de menor
consumo de este combustible se estima que para el 2015 tal sustitución será de 0.42 MMbb/año.
Consecuentemente, el reemplazo de gasolina por etanol generaría menor emisión de 162,548
tonCO2eq en el 2012 y de 146,894 en el 2015.
• Las cifras sobre consumo de gasolina difieren de lo indicado por OSINERGMIN - Gerencia de
Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos – SCOP, según ésta fuente el consumo de Gasolina
registrado en el Perú en el período julio 2009 – junio 2010 fue del orden de 26.05 miles de
barriles/día = 9.51 MMbb/año. Esta última cifra implica que la sustitución de gasolina por etanol
alcanza a 0.74 MMbb/año, lo cual equivale a una menor emisión de 262,155 ton CO2 eq.

15. USO DE BIODIESEL, ETANOL ANHIDRO Y BIOMASA: EFECTO EN
REDUCCIÓN DE GEI (II)
• La sustitución de GN por ‘biomasa residuo agrícola’ en generación (térmica) de electricidad,
constituye una posibilidad para alcanzar superior nivel de reducción de emisiones de tonCO2eq
en comparación de lo proyectado para el caso de la sustitución de diesel por biodiesel y de
gasolina por etanol anhidro.
• La proyección del MINEM al 2016 sobre consumo de GN para generación eléctrica es 3,985
MMm3 = 137,881 TJ.
• Si el 30% del valor anual promedio 2005-2009 de energía primaria que aporta la biomasa residuo
agrícola = 24,300 TJ, se destinase para generación eléctrica y mediante ello sustituir GN, seagrícola = 24,300 TJ, se destinase para generación eléctrica y mediante ello sustituir GN, se
evitaría la emisión de 1’362,982 ton CO2eq como relación directa de menor uso de GN y
1’094,374 tonCO2eq en función al factor de emisión calculado para entrega de electricidad a la
red – SEIN proveniente del uso de RER (supone 0.30 de eficiencia termo – eléctrica y 0.80 factor
de carga).
• Las cifras descritas indican que la reducción anual de emisiones estimada al 2012 por sustitución
de diesel y gasolina entre el 57.7% - 71.8% de la reducción proyectada por concepto de
sustitución de GN por biomasa.

16. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER (I)
Marco Legal
- D.L. Nº 25844 Ley de Concesiones Eléctricas – 1992
- D.L. Ley Nº 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica – 2006
- D.L. N°973 Ley que establece el Régimen Especial de Recuperación- D.L. N°973 Ley que establece el Régimen Especial de Recuperación
Anticipada del Impuesto General a las Ventas – 2007
- D.S. N°037 EM Reglamento de Cogeneración - 2006
- D.L. N°1002 Ley de Promoción de la Inversión para Generación de
Electricidad con Energía Renovables- 2008
- D.S. Nº 050-2008-EM Reglamento de la Generación de Electricidad con
Energías Renovables - 2008

17. Primera Subasta para Suministro de Electricidad con RER (II)
Energía Demandada según fuente de RER
- Primera Convocatoria (GWh/año), agosto 2009
Biomasa 813
Eólica 320
Solar 181
Total 1,314Total 1,314
- Segunda Convocatoria (GWh/año), marzo 2010
Biomasa 419
Solar 8
Total 427

18. RESULTADOS - ADJUDICACIONES
Adjudicación según Fuente de RER
Proyectos Precio
Primera convocatoria GWh/año Presentados Aprobados US$ MW
Biomasa 143 2 2 120
Eólica 571 6 3 110
Solar 173 6 4 269
Total 887Total 887
Nota: se adjudicaron 17 proyectos hidroeléctricos de menos de 20 MW cuya oferta sumó 1,000 GWh/año, el precio
base por MW fue US$ 74.
Segunda Convocatoria
Biomasa ----- 5 0 55
Solar ----- 3 0 211
Nota: se adjudicaron 1 proyecto hidroeléctrico de menos de 20 MW cuya oferta sumó 85 GWh/año, el precio base por
MW fue US$ 64.

19. NOTAS SOBRE EVALUACIÓN DE LA OFERTA DE ELECTRICIDAD
PARA LA RED – SEIN A PARTIR DE BIOMASA
- Se constata carencia de proyecto para responder oportunamente la demanda de
electricidad basada en RER – biomasa que implicó la subasta convocada por
OSINERG en el marco del D.L. N° 1002 Ley de Promoción de la Inve rsión para
Generación de Electricidad con Energía Renovables.
- En la primera convocatoria se presentaron 2 proyectos cuya oferta de energía fue
143 GWh/año, cifra equivalente al 17.5% de lo solicitado por OSINERG.
- En la segunda convocatoria la energía ofertada por los 5 proyectos presentados y no
aprobados/adjudicados (la totalidad superó el precio de referencia por MW), sumó
457.2 GWh/año; esto es, 9% m{as de lo solicitado por OSINERG.457.2 GWh/año; esto es, 9% m{as de lo solicitado por OSINERG.
- La suma de la energía ofertada por los proyectos de biomasa en las dos
convocatorias mencionadas, alcanzó 600.2 GWh/año, cantidad que significa el
73.8% de la energía solicitada a dicho tipo de proyecto en la primera convocatoria.
- La carencia de proyectos para energía-electricidad basados en el uso de biomasa,
es un hecho que indicaría falta de conocimiento sobre el potencial de tal recurso en
términos de su volumen nominalmente disponible y contenido de energía primaria del
mismo.
- La descalificación de proyectos de biomasa, registrada en la segunda convocatoria
por razón de precio ofertado por MWe, refleja falta de correspondencia entre dicho
precio esperado con lo propuesto respecto de potencia, implícito costo de
instalación, biomasa disponible y factor de carga.

20. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS (I)
- Es necesario disponer de un programa que priorice la promoción de opciones de
inversión para proyectos de energía – biomasa en función de la disponibilidad y
costo del MW de energía primaria.
- La explotación del de GN que posee el Perú constituye un importante aporte para el
desarrollo. Se prevé que la extracción, comercialización y procesamiento del GN
permitirá alcanzar múltiples resultados positivos respecto de diversificación
productiva, competitividad, balanza comercial, ingreso fiscal, empleo e ingreso
regional, etc.regional, etc.
- Sin embargo, percibir que el ‘cambio de matriz energética’ ocurrirá básicamnete en
función a la masificación del uso del GN, es un enfoque que resta posibilidades para
integrar y potenciar el uso la opción ‘GN - fuentes de energía renovable’.
- Evaluaciones sobre la viabilidad de dicha integración, señalan que en plazo
relativamente corto se podría alcanzar un nivel de beneficio social y privado mayor a
lo previsto en función a la intensificación unilateral del consumo de GN.
- Estudios sobre aplicación de nueva tecnología para la conversión primaria de la
biomasa agrícola (proyecto GEF–IFC–Monder “Obtención de biocombustibles y fibra
celulosa a partir de residuos agrícolas y forestales” ) indican que el MW de puesto en

21. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS (II)
planta puede suministrarse a costo significativamente menor de lo establecido para
el GN utilizado en generación de electricidad. Por ejemplo, para el caso del follaje de
la caña de azúcar, se estima USD 1.6 por MW de energía primaria, valor que
representa la quinta parte del precio por MW de energía primaria de GN (US$ 7.78
sin IGV) que en la actualidad pagan las empresas que operan plantas térmicas para
generación de electricidad.