OPCIONES D E MITIGACIÓN Proyecto Planificación ante el Cambio Climático

Transcripción

1 OPCIONES D E MITIGACIÓN Proyecto Planificación ante el Cambio Climático RESULTADOS DE LA FASE 1 PROYECTO

2 QUÉ ES EL PROYECTO PLANCC? Planificación ante el Cambio Climático (PlanCC) es un proyecto del Gobierno Peruano que tiene como objetivo principal construir bases técnicas y científicas, así como las capacidades para explorar la factibilidad de un desarrollo limpio o bajo en carbono. Busca incorporar la variable del cambio climático en la planificación del desarrollo del país. PlanCC está liderado por un Comité Directivo presidido por el Ministerio del Ambiente e integrado por el Ministerio de Relaciones Exteriores, el Ministerio de Economía y Finanzas y el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico. En su primera fase, de Abril 2012 a Julio 2014, PlanCC ha generado evidencia cualitativa y cuantitativa sobre posibles escenarios de mitigación del cambio climático en el Perú. Esta evidencia se ha consolidado a través de instancias de consulta, en un proceso participativo y de diálogo, en el que confluyen los investigadores con los responsables de políticas públicas, representantes del sector privado y de la sociedad civil del país. QUÉ ES MITIGACIÓN? Por mitigación se entiende la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), cuya acumulación en la atmósfera es la causa del cambio climático y de sus respectivos impactos.

3 Los resultados y propuestas expresadas en esta publicación son propios del proyecto PlanCC y no necesariamente

4 Sobre esta publicación

5 Qué son opciones de mitigación? Las opciones de mitigación son todas aquellas actividades, acciones o proyectos orientados a disminuir la cantidad de gases de efecto invernadero sumideros o depósitos que absorben CO 2 Por qué son 77 opciones de mitigación? seleccionadas y priorizadas 77 para realizar el análisis

6 Qué información contiene cada ficha técnica? ANVERSO Código de identificación: ENE TRA Transporte PRO AGRI USC RES Residuos Nombre de la opción de mitigación Sector al que pertenece la opción de mitigación Periodo de implementación: el

7 Descripción En esta sección se presenta REVERSO Co-beneficios Condiciones habilitantes que deben establecerse Costo marginal 2 2 Potencial de mitigación 2 de la opción de BAJO 2 MEDIO 10 y 40 millones de toneladas de CO 2 ALTO de toneladas de CO 2 Costos de implementación Millones de Toneladas de CO 2 2

8 ÍNDICE SECTOR ENERGÍA ENE SECTOR TRANSPORTE TRA Red de metro para la ciudad de Lima 08 y patrón en Lima y Callao por carretera SECTOR PROCESOS INDUSTRIALES PRO de cemento 07 y acero 08

9 SECTOR AGRICULTURA Capacitación en buenas prácticas pecuarias en alpacas SECTOR FORESTAL no concesionado SECTOR RESIDUOS 01 Construcción de rellenos sanitarios con captura y quema de metano 02 Construcción de rellenos sanitarios con captura 03 Construcción de rellenos sanitarios con sistemas semiaeróbicos en las PTAR 08 de lodos en PTAR

10 ENE01-07 Combinación de energías renovables *Esta ficha incluye las siguientes medidas: ENE01 Energía eólica I ENE02 Energía solar fotovoltaica I ENE03 Energía solar térmica I ENE04 Energía de biomasa I ENE05 Energía geotérmica I ENE06 Combinación de energías renovables I ENE07 Mayor participación de centrales hidroeléctricas Periodo de implementación /

11 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida consiste en la combinación de diferentes fuentes de Recursos Energéticos Renovables (RER) no convencionales e hidroenergía para la generación de electricidad a nivel nacional desde el año De tal manera que la estructura para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) fuera en el año 2050: RER 24 %, hidroeléctrica 59 % y térmica 17%. El porcentaje de participación objetivo RER correspondería a un 20% más de lo que está establecido actualmente mediante la ley de promoción a la generación de electricidad con RER. Para el año 2050, la capacidad instalada y los requerimientos de energía eléctrica total del país serían de 47,955 MW y 246,421 GWh, respectivamente. En dicho año, la capacidad instalada y la cantidad de energía eléctrica de RER no convencionales serían de 16,324 MW y 58,165 GWh, respectivamente. Desarrollo de la industria nacional de equipos más Reducción del impacto ambiental del parque de generación del Sistema Interconectado Nacional. en regiones y territorios no atendidos. Mayor valor agregado por creación de mercado de biomasa de residuos agrícolas y forestales. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Incrementar la frecuencia de subastas y que el porcentaje de contribución a la generación de electricidad con energías renovables sea mayor al 5%. Incentivos tributarios: depreciación acelerada y recuperación anticipada del IGV. Incremento de la tarifa de electricidad. energético y elaboración de carnet de proyectos RER. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: ALTO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones proviene por el desplazamiento de la generación térmica por la generación de electricidad procedente de recursos renovables, dado su prioridad en el despacho de electricidad durante el periodo 2013 al COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 284, Escenario de mitigación S/. 261, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la inversión en generación, transmisión y distribución; la operación y mantenimiento, los combustibles y el costo de transacción. En la estimación de los costos del escenario BAU se consideró una participación del 5% de energía renovable en el sistema.

12 ENE08 Modernización de centrales térmicas Periodo de implementación /

13 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida consiste en modernizar la tecnología de Centrales Térmicas (CT) a nivel nacional. La modernización consiste en la conversión del ciclo simple a ciclo combinado (CC) y el reemplazo de los combustibles diésel, residual y carbón por gas natural. Las centrales térmicas que serían modernizadas representarían el 3.3% de la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La modernización se llevaría a cabo mediante un proceso continuo en el periodo Reducción de costos para usuarios. Reducción del impacto ambiental del parque de generación del Sistema Interconectado Nacional. Desarrollo de industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Incentivos: compensaciones económicas para centrales con sistemas duales para levantar barreras por los altos costos de infraestructura. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: MEDIO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se obtiene del cambio a gas natural abierto. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 284, Escenario de mitigación S/. 288, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la inversión en generación, transmisión y distribución; la operación y mantenimiento, los combustibles y la transacción. En la estimación de los costos del escenario BAU se consideró que las centrales térmicas siguen funcionando con diesel, residual y carbón a ciclo abierto.

14 ENE09 Generación distribuida fotovoltaica Periodo de implementación /

15 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propone la generación de energía instalación de sistemas foto voltáicos integrados usuarios del sector público, comercio y servicios, cuyo consumo esté en el rango de 1.2 MWh/año y 202 MWh/año y dispongan de espacios adecuados para la instalación de dichos sistemas. Parte de la generación de energía eléctrica de estos sistemas, podría ser entregada a la red pública. En total, se implementarían 1043 generadores distribuidos en ciudades con mayor radiación solar, como Arequipa, Cusco, Tacna, Ica, Huancayo, Trujillo y Chiclayo. La implementación se iniciaría en el año 2016 con proyectos piloto en cada una de las ciudades mencionadas; se prevé que al 2017, se empiece la instalación progresiva de paneles solares hasta el usuario. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la de pérdidas eléctricas. Reducción del impacto ambiental y sostenibilidad. Aprovechamiento del espacio libre y sin uso en los techos o tejados. Integración de la generación de energía con la arquitectura en las ciudades. Se requiere del Reglamento de Generación Distribuida. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones es consecuencia del reemplazo de electricidad que se genera parcialmene de fuentes térmicas en la red interconectada. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 0 Escenario de mitigación S/ *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la inversión en los paneles, la conexión a la red, los elementos de sujeción para los arreglos de paneles, los medidores de energía, la mano de obra para instalación y los costos de operación y mantenimiento. En el escenario BAU no se consideran costos debido a que la energía eléctrica proviene de la red.

16 ENE10 Red eléctrica inteligente en el SEIN (Smart Grid) Periodo de implementación /

17 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida se orienta en la implementación de Redes Eléctricas Inteligentes (REI) en la distribución del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Una REI o Smart Grid es una red eléctrica que usa tecnología digital y otras tecnologías de avanzada para monitorear y administrar la transmisión de energía eléctrica desde las fuentes de generación hasta su consumo. La medida se aplicaría al 75% de los suministros del SEIN a nivel nacional y se implementaría en tres etapas: La primera etapa de aprendizaje y proyectos pilotos se llevaría a cabo del 2015 al 2020; la segunda etapa del 2021 al 2040, para el equipamiento de medidores inteligentes y sistemas de gestión y automatización SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition; y la tercera etapa del 2041 al 2050, para el sostenimiento y monitoreo del sistema. Reducción de costos para usuarios. del costo de la energía). Reducción del impacto ambiental y sostenibilidad. en regiones y territorios no atendidos. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Programas de capacitación para profesionales e instituciones involucradas en el desarrollo del sistema (MINEM, COES, OSINERGMIN y empresas de transmisión). Incentivos: depreciación acelerada, reducción de aranceles. preferenciales. Completar el marco regulatorio. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones por la aplicación de la medida se genera por los ahorros en potencia y energía durante el pico de demanda del sistema eléctrico. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 1, Escenario de mitigación S/. 3, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen inversión en medidores inteligentes, infraestructura de telemedición y comunicaciones, así como operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU solo se consideró la operación y mantenimiento de los medidores eléctricos existentes.

18 ENE11 Interconexión de energía eléctrica con países andinos Periodo de implementación /

19 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida propone desarrollar sistemas de transmisión y centrales hidroeléctricas para la interconexión con los países vecinos integrantes de la Comunidad Andina. De esta manera, se aprovecharía la complementariedad hídrica de los sistemas eléctricos de los países andinos, mediante una construcción de líneas de interconexión y centrales hidroeléctricas. Las líneas de interconexión tendrían una capacidad de 1200 MW y su primera etapa entraría en servicio en el 2018; mientras que la segunda en el También se ha previsto implementar una capacidad instalada hidroeléctrica de 600 MW para el año usuario. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la Reducción del impacto ambiental. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Marco regulatorio para el desarrollo de proyectos de interconexión, para los intercambios y comercialización de la energía y el fortalecimiento del marco institucional. Establecimiento de acuerdos comerciales para la interconexión eléctrica. Armonización de marcos regulatorios entre los países interconectados (arreglos institucionales). COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: ALTO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se genera por una mayor participación de energía hidroeléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 286, Escenario de mitigación S/. 285, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la inversión, operación y mantenimiento en centrales de generación, transmisión y distribución. En la estimación de los costos del escenario BAU se considera inversiones, operación y mantenimiento de unidades de generación.

20 ENE12 Interconexión de energía eléctrica con Brasil Periodo de implementación /

21 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida consiste en implementar líneas de transmisión y centrales hidroeléctricas para la interconexión con Brasil. La potencia de generación disponible para Perú le sería transferida gradualmente de 25% al 100% en un periodo de 20 años. Las centrales hidroeléctricas sumarían un total de la zona de frontera. La implementación involucra un proceso continuo a partir del año 2021 hasta el Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Análisis multisectorial y participativo de la viabilidad económica, social y ambiental para la interconexión de energía eléctrica con Brasil. Marco regulatorio para el desarrollo de proyectos de interconexión, para los intercambios y comercialización de la energía y fortalecimiento del marco institucional. Evaluación de las zonas de implementación de los socio-ambientales. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: ALTO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones por la aplicación de la medida se genera por una mayor participación de energía hidroeléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 286, Escenario de mitigación S/. 276, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la inversión, operación y mantenimiento en centrales de generación de energía, así como en los sistemas de transmisión y distribución. En la estimación de los costos del escenario BAU se considera inversiones, operación y mantenimiento de unidades de generación.

22 ENE13 Producción de biodiésel Periodo de implementación /

23 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida plantea mantener la mezcla de 95% diésel y 5% biocombustible, pero se incrementaría la producción nacional de este combustible en base a Jatropha y Palma para sustituir al biocombustible importado. Los cultivos se realizarían en áreas disponibles y no se deforestarán bosques primarios En el caso de jatropha, su participación en el mercado nacional de biodiésel se iniciaría el 2015 con el 5% de la producción, incrementándose hasta alcanzar un 14% al Mientras que la participación de palma se iniciaría el 2013 con un 6% de la producción y una tasa de crecimiento anual El uso del biocombustible sería para los sectores transporte, industrial y minero. Desarrollo de la industria nacional de equipos más Mayor valor agregado por creación de mercado de biomasa de residuos agrícolas y forestales. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Implementar el marco legal y regulatorio adecuado (ley de biocombustibles y su reglamento). Evaluación socio ambiental en las áreas donde se realizarían los cultivos. Establecer la obligación legal (aumentar el porcentaje en la mezcla de diésel/biodiésel) Incentivo económico para las compañías productoras. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: ALTO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se genera por el reemplazo de combustible diesel por el biodiesel producido. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 45, Escenario de mitigación S/. 50, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen la materia prima, la producción de biodiésel, costos de logística y de importación. En la estimación de los costos del escenario BAU solo participa el 5% del biodiésel.

24 ENE14 Reducción de pérdidas en el SEIN Periodo de implementación /

25 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Con esta medida se espera reducir el nivel de pérdidas técnicas en los sistemas de transmisión, sub-transmisión y distribución del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de 10.8% a 6%. Se llegaría a dicha reducción a través del establecimiento de un nivel máximo de pérdidas en las bases de las licitaciones de líneas de transmisión que el Estado concesione, la implementación de anillos de 220 kv, alrededor de Lima Metropolitana y principales ciudades del país. También, mediante la migración de la tensión de salida de las subestaciones de transmisión de 10 kv a 22.9 kv; e instalación de un mayor número de subestaciones de distribución en redes de baja tensión. Dicha medida se implementaría a nivel nacional en el periodo ; los cambios en transmisión se realizarían en el horizonte mencionado, mientras que la sub-transmisión y distribución se implementaría a través de 9 periodos regulatorios. usuario. costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Establecimiento de niveles de pérdidas mínimas estándar. Incrementar los peajes de conexión y transmisión del sistema. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: ALTO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la generación evitada de energía dada la reducción de pérdidas en el SEIN. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 290, Escenario de mitigación S/. 289, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones en líneas y sub estaciones para la transmisión, sub-transmisión y distribución; además, la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomó en cuenta las inversiones, operación y mantenimiento del Plan de Transmisión y se proyectaron al año 2050.

26 ENE15 Cogeneración de electricidad y calor en refinerías Periodo de implementación /

27 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida considera la implementación de del país. La cogeneración consiste en la producción simultánea de energía eléctrica y calor, mediante tecnologías convencionales, como motores reciprocantes y turbinas a gas y tecnologías no convencionales, como celdas de combustibles y microturbinas. Estas tecnologías usarán como combustible los gases residuales procedentes de la Esta medida reduciría el consumo de electricidad del SEIN y reemplazaría las calderas a vapor de las por un sistema de cogeneración a gas residual de Decisión política para la ejecución de la medida Reducción de costos para el Estado en la factura eléctrica y/o por el consumo de combustibles. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Disminución de las pérdidas asociadas a la red de transmisión y distribución. sistema eléctrico, brindando control de voltaje, capacidad de reserva durante contingencias y capacidad de arranque en frío. La utilización del vapor sub producto de la generación térmica que disminuye los costos de la producción industrial. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se obtiene del reemplazo de la generación térmica por la generación de electricidad procedente de recursos renovables, dado su prioridad en el despacho de electricidad durante el periodo 2013 al COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/ Escenario de mitigación S/ *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la implementación de la central de cogeneración, así como la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la operación y mantenimiento de las unidades de generación a vapor.

28 ENE16 Cogeneración de electricidad y calor en la industria Periodo de implementación /

29 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida consistiría en implementar sistemas de cogeneración para satisfacer la demanda futura de 142 empresas del sector industrial, pertenecientes al rubro textil, cerámico, pesquero, químico, papelero y de alimentos y bebidas. La cogeneración consiste en la producción simultánea de energía eléctrica y calor, mediante tecnologías convencionales, como motores reciprocantes y turbinas a gas y tecnologías no convencionales, como celdas de combustibles y microturbinas. Estas tecnologías usarán como combustible gas natural, que será provisto por la red de ductos existente, el gasoducto futuro del Sur o la red de gasoductos virtuales que actualmente va en expansión. El gas natural, reemplazará al uso de combustibles líquidos derivados del petróleo en la producción de vapor para procesos. La medida propone la implementación de plantas de cogeneración en 10 hospitales de Lima y Callao. Reducción de costos para usuarios en la factura eléctrica y/o por el consumo de combustibles. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la productividad por eco- la energía). Disminución de las pérdidas asociadas a la red de transmisión y distribución. eléctrico, brindando control de voltaje, capacidad de reserva durante contingencias y capacidad de arranque en frío. Mayor valor agregado por creación de mercado de biomasa de residuos agrícolas y forestales. Utilización del vapor sub producto de la generación térmica que disminuye los costos de la producción industrial. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. preferencial mediante incentivos de Cumplimiento de las condiciones establecidas en el Reglamento de Cogeneración, respecto a valores mínimos de rendimiento y aprovechamiento del calor. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones resulta del reemplazo de generación en el despacho de electricidad en el SEIN. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/ Escenario de mitigación S/ *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la implementación de las centrales de cogeneración, así como la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta los costos de operación y mantenimiento de las unidades de generación a vapor.

30 ENE17 Cogeneración de electricidad y calor en hospitales Periodo de implementación /

31 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propone la implementación de plantas de cogeneración en 10 hospitales de Lima y Callao. La cogeneración consiste en la producción simultánea de energía eléctrica y calor, mediante tecnologías convencionales, como motores reciprocantes y turbinas a gas, y tecnologías no convencionales, como celdas de combustibles y microturbinas. Esta medida propone el reemplazo del suministro de vapor, proporcionado por calderas que operan con combustibles líquidos, por sistemas de cogeneración basados en motores reciprocantes y turbinas a gas que operan con gas natural como combustible a partir del año 2015 hasta el usuario. Reducción de costos para usuarios en la factura eléctrica y/o por el consumo de combustibles. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Disminución de las pérdidas asociadas a la red de transmisión y distribución. Creación y mejora de nuevos servicios (rehabilitación con piscinas temperadas, agua caliente sanitaria, etc.). sistema eléctrico, brindando control de voltaje, capacidad de reserva durante contingencias y capacidad de arranque en frío. Decisión política para la implementación de los proyectos de cogeneración de centros de salud públicos. Financiamiento especial para afrontar los costos de inversión. Cumplimiento de las condiciones establecidas en el Reglamento de Cogeneración, respecto a valores mínimos de rendimiento y aprovechamiento del calor. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se obtiene del reemplazo de genera- en el despacho de electricidad en el SEIN. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/ Escenario de mitigación S/ *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la implementación de las centrales de cogeneración, así como la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta los costos de operación y mantenimiento de las unidades de generación a vapor.

32 ENE18 Sustitución de calentadores de agua eléctricos por solares Periodo de implementación /

33 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propone la sustitución de calentadores eléctricos de agua en hogares (se estima un 12% de tenencia), por sistemas de calentadores solares, mediante el reemplazo progresivo de 300 mil unidades de termas eléctricas en el sector residencial y hotelero (44% del parque de calentadores de agua eléctricos). La demanda de energía de los calentadores eléctricos es relevante, dada la cantidad y participación en el pico de demanda del SEIN por parte de usuarios residenciales. Esta medida se implementaría a partir del 2015 hasta el 2050 a nivel nacional (Lima, Ancash, Apurímac, Ica, Junín, La Libertad, Moquegua, Arequipa, Tacna, Ayacucho, Cajamarca, Cusco, Pasco y Puno). usuario. Reducción de costos para usuarios Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Impacto ambiental y sostenibilidad. Establecimiento de un programa de microcréditos para la instalación de los calentadores solares. Establecimiento de un marco normativo que promueva el desarrollo de los Sistemas de Calentamiento de Agua con Energía Solar (SCAES). Desarrollo de estándares de fabricación Desarrollo de campañas de concientización con usuarios e inmobiliarias. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica debido al ahorro de electricidad por la operación de los calentadores solares. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 2, Escenario de mitigación S/. 1, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de los calentadores solares, la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la instalación, operación y mantenimiento de termas eléctricas.

34 ENE19 Reemplazo de motores eléctricos antiguos Periodo de implementación /

35 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida consiste en el reemplazo progresivo del parque de motores antiguos con más de 20 años de antigüedad y/o tengan más de dos rebobinados Se reemplazarían motores de diferentes en dos etapas: a corto plazo y mediano plazo, período ( ) con unidades clase E2/ E3 y a largo plazo, período ( ) con 60,000 unidades, clase E4. Esta medida se aplicaría en el sector industrial y minero a nivel nacional a partir del año 2015 hasta el Reducción de costos para usuarios Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Incentivo: subsidio del 20% del costo de motor. Desarrollo de campañas de divulgación en la industria. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica debido al ahorro de electricidad por la operación COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 6, Escenario de mitigación S/. 6, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de los motores estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la operación y mantenimiento de motores antiguos.

36 ENE20 Eficiencia en motores (bombas, ventiladores, compresoras de aire y fajas transportadoras) Periodo de implementación /

37 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES motores de 20% a 40% en el consumo de energía, a través de la instalación de 30 mil variadores de velocidad lineales Variable Speed Drive (VSD) en reemplazo del sistema discreto. El sistema VSD regularía la velocidad de los motores, logrando así por éstos, tales como bombas, ventiladores, compresoras de aire y fajas transportadoras. Dicha medida se implementaría en el sector minero e industrial a nivel nacional en el periodo y su aplicación se mantendría hasta el año Ahorro de recursos: MWh que se ahorran por Mejora en la calidad del aire por la reducción de la concentración de contaminantes. Generación de empleo debido a la implementación, operación y mantenimiento de los proyectos asociados a la medida. Incentivo: exoneración del IGV, depreciación acelerada. obligatoria. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica debido al ahorro de electricidad por la procesos que involucran motores industriales. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 2, Escenario de mitigación S/. 2, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de los variadores, la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la operación y mantenimiento de sistemas de motores.

38 ENE21 Optimización de calderas Periodo de implementación /

39 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES cia energética de calderas a través de buenas prácticas en la operación y mantenimiento; control de exceso de aire, purgas automáticas e instalación de recuperadores de calor (economizadores). Se aplicaría a 406 calderos de potencia mayor a 500 BHP, que constituyen el 82% de la potencia acumulada (Encuesta Nacional de Calderos, 2000). No se incluyen a calderos que consumen bagazo. Esta medida sería implementada por empresas del sector industrial y pesquero de Lima, Callao, Ancash, La Libertad, Piura, Ica, Arequipa, Moquegua y Lambayeque en el periodo Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la productividad Desarrollo de la industria nacional de equipos más costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Control sobre la importación de calderos usados. Establecimiento de LMP. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a un menor consumo de com- COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 23, Escenario de mitigación S/. 22, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las medidas estimación de los costos del escenario BAU, se incluyeron la operación y mantenimiento de las calderas antiguas.

40 ENE22 Reemplazo de calderas por antigüedad Periodo de implementación /

41 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES Esta medida consiste en el reemplazo de calderas de todas las potencias con una antigüedad mayor a 30 años, por calderas nuevas que cuenten con controles electrónicos de exceso de aire, controles automáticos de purga, economizadores para recuperación de calor, entre otros. Se aplicaría en dos etapas; la primera en el 2015 y se reemplazarían 290 calderas; la segunda en el 2022 y se sustituirán 213 calderas (Encuesta Nacional de Calderos, 2000). Esta medida se implementaría en empresas del sector industrial y pesquero ubicadas en Lima, Callao, Ancash, La Libertad, Piura, Ica, Arequipa, Moquegua, Lambayeque, Tacna, Junín, Ucayali, Loreto, Huánuco, San Martín, Cusco, Cajamarca, Puno y Tumbes. Reducción de costos para usuarios Reducción de costos y mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la productividad Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Incentivos tributarios para la importación de Control sobre la importación de calderos usados. Establecimiento de LMP. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a un menor consumo de combustibles por la operación de calderas industriales con mejor tecnología. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 21, Escenario de mitigación S/. 20, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las nuevas calderas más la operación y mantenimiento de las calderas remanentes (no reemplazadas aún). La estimación de los costos en el escenario BAU tomaron en cuenta la operación y mantenimiento de las calderas antiguas.

42 ENE23 Reemplazo de focos incandescentes en el sector residencial Periodo de implementación /

43 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propuesta consiste en el reemplazo de compactas (LFC) y LED en el sector residencial a nivel nacional. Se sustituirían focos incandescentes de 100W y 60W por LFC de 25W y 16W de potencia respectivamente. En una primera etapa , se reemplazarían 5 millones de focos incandescentes por LFC y en una segunda etapa , se renovarían las LFC por luminarias LED, de manera progresiva. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Campañas de divulgación permanente. Incentivos tributarios para la importación de lámparas LFC y LED que cumplan un etiquetado COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica al haber menos consumo de electricidad por la mejor COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/ Escenario de mitigación S/ *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las nuevas lámparas LFC en la primera fase (2015) y de LED en la segunda fase (2025), más la operación y mantenimiento (costo de la electricidad). En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la operación y mantenimiento (incluye costo de la electricidad) de las lámparas incandescentes.

44 ENE24 Reemplazo de lámparas fluorescentes en el sector residencial Periodo de implementación /

45 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propuesta consiste en la sustitución de cial a nivel nacional. Se reemplazarían lámparas lineales (T5-28W) con balasto electró-nico de larga duración y/o luminarias con lámparas LED (24/22W y 13/11W). En una primera etapa , se reemplazarían lámparas T5, de 22W o 28W, y en una segunda etapa , se sustituirán 5 millones de luminarias por LED. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Campañas de divulgación permanente. Incentivos tributarios para la importación de lámparas T5 y LED que cumplan con un etiquetado COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica al haber un menor consumo de electricidad por la COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 1, Escenario de mitigación S/. 1, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las nuevas lámparas T5 de 22W o 28W en la primera fase (2015) y de LED en la segunda fase (2025), más la operación y mantenimiento (costo de la electricidad). En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta la operación y mantenimiento (incluye costo de la electricidad) de las lámparas

46 ENE25 Reemplazo de lámparas fluorescentes en los sectores comercial, industrial y servicios Periodo de implementación /

47 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propuesta consiste en el reemplazo de T8-36W y 20 W) y circulares (32W y 22W) por lámparas lineales (T5-28W y T5-14W) con balastro electrónico de larga duración y/o luminarias con lámparas LED (24/22W y 13/11W) de mayor En una primera etapa , se reemplazarían 4.2 millones de luminarias (2.8 millones de luminarias lineales de 2x40/36W y 1.4 millones de luminarias T5 y en una segunda etapa , se sustituiría el total de luminarias por LED. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Campañas de divulgación permanente. Incentivos tributarios para la importación de lámparas T5 y LED que cumplan con un etiquetado COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica al haber un menor consumo de electricidad por la mejor COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 5, Escenario de mitigación S/. 4, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las nuevas lámparas T5 de 22W o 28W en la primera primera fase (2015) y de LED en la segunda fase (2025), más la operación y mantenimiento (costo de la electricidad). En la estimación de los costos del escenario BAU, se toma en cuenta la operación y

48 ENE26 Reemplazo de luminarias en el alumbrado público Periodo de implementación /

49 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propuesta consiste en el reemplazo de las lámparas de las luminarias de alumbrado sustituir lámparas de sodio de 70 W y 150 W por lámparas de inducción de 40 W y 80W de potencia, respectivamente. Esta medida se aplicaría en el período y se reemplazarían 1.5 millones de luminarias en total. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Financiamiento de las inversiones a través de la tarifa eléctrica. energética con tasas preferenciales para la implementación en las empresas de distribución de provincias. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de la generación térmica al haber un menor consumo de electricidad dada la COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * *Millones de Nuevos Soles Escenario BAU S/. 3, Escenario de mitigación S/. 2, Los costos incluyen las inversiones para la instalación de las nuevas lámparas de inducción de 40W y 80W en una primera fase (2015) y de luminarias LED en una segunda fase (2030), más la operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se toman en cuentan los costos de operación y mantenimiento (incluye costo de la electricidad) de las lámparas de vapor de sodio de alta presión (VSAP).

50 ENE27 Sistema de etiquetado de eficiencia energética Periodo de implementación /

51 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida propone el establecimiento de estánda- (normas técnicas) y la implementación de un sistema de uso residencial y comercial. El etiquetado se implementaría a 1 millón de refrigeradoras en el periodo Las actividades incluirían estudios de mercado; categorización de productos y sistemas; elaboración ensayo; laboratorios de ensayo; asistencia técnica; diseño de la etiqueta y del plan de implementación; información y concientización de los consumidores; Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de la industria nacional de equipos más del costo de la energía). Impacto ambiental y sostenibilidad. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. en las universidades. Bono de chatarreo para refrigeradoras con más de 20 años de antigüedad. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: BAJO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones de la disminución de la generación térmica al haber un menor consumo de electricidad dada la mejor COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 191, Escenario de mitigación S/. 191, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen los costos del programa de etiquetado, estudios de mer- operación y mantenimiento. En la estimación de los costos del escenario BAU se toman en cuenta la operación y mantenimiento (incluye costo de la electricidad) de los artefactos eléctricos.

52 ENE28 Auditorías energéticas en los sectores industrial y servicios Periodo de implementación /

53 DESCRIPCIÓN CO-BENEFICIOS CONDICIONES HABILITANTES La medida implementaría un programa piloto de auditorías energéticas; capacitaciones a ingenieros para la realización de auditorías; adquisición de equipamiento; actividades de actualización en nuevas tecnologías, y diseño de un esquema de incentivos para la implementación de recomendaciones. Las auditorías proveerían diagnósticos de las em- mejora energética y de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), y evaluaciones técnicas y económicas de las posibles oportunidades. Esta medida se implementaría a nivel nacional en empresas del sector minero, industrial, comercial y servicios públicos en dos etapas: , con la generación de normas de etiquetado, reglamentos e incentivos; , con el pago de bonos de chatarreo. Reducción de costos para usuarios. Reducción de costos y área de mejora productiva a corto y mediano plazo e incremento de la produc- Desarrollo de industria nacional de equipos más del costo de la energía). Reducción del impacto ambiental y sostenibilidad. Mayor disponibilidad de reservas de fuentes fósiles no renovables. Programa de capacitación y entrenamiento para técnicos. Diseño de un esquema de incentivos para la implementación de las recomendaciones que incentivos tributarios y tarifarios. COSTO MARGINAL Nuevos Soles/ TCO 2 eq. Costo de implementación de la medida por tonelada evitada de CO 2 equivalente (TCO 2 eq.). El valor es positivo cuando implica un costo y negativo cuando implica un ahorro o ingreso. POTENCIAL DE MITIGACIÓN Cantidad de CO 2 evitado durante todo el periodo: MEDIO BAJO: <10MTCO2 eq. ALTO: >40 MTCO2 eq MTCO2eq. La reducción de emisiones se debe a la disminución de de la generación térmica al haber un menor consumo de electricidad procesos. COSTOS DE IMPLEMENTACIÓN * Escenario BAU S/. 42, Escenario de mitigación S/. 37, *Millones de Nuevos Soles Los costos incluyen las inversiones en las auditorías energéticas, proyectos En la estimación de los costos del escenario BAU se tomaron en cuenta los costos de operación y mantenimiento (incluye costo de la electricidad) de en las industrias y mineras.