Report No. 53719--PE
El Desarrollo Hidroel�ctrico en el
PERU
Unidad de Energ�a
Departamento de Desarrollo Sostenible
Regi�n Latino Am�rica y el Caribe
Banco Mundial
El Desarrollo Hidroel�ctrico en el
PERU
Mayo 2010
El Programa de Asistencia para la Gesti�n de la Energ�a (ESMAP) es un programa de fondos fiduciarios para el
conocimiento global y la asistencia t�cnica administrados por el Banco Mundial y ayuda a pa�ses de ingresos bajos
y medios a aumentar los conocimientos t�cnicos y capacidad institucional para lograr soluciones energ�ticas
ambientalmente sostenibles para la reducci�n de la pobreza y el crecimiento econ�mico.
Los informes del Progrma de Asistencia para la Gestion de la Energia (ESMAP) se publican para comunicar los
resultados del trabajo ESMAP a la comunidad de desarrollo con la menor demora posible. Algunas fuentes citadas
en este documento pueden ser documentos informales que no est�n f�cilmente disponibles.
Este informe es un producto del staff del Banco Internacional de Reconstruccion y Desarrollo / Banco Mundial.
Los hallazgos, interpretaciones y conclusiones expresadas en este informe no necesariamente reflejan la visi�n de
los directores ejecutivos del Banco Mundial, o de los gobiernos que representan, o ESMAP. El Banco Mundial y
ESMAP no garantizan la exactitud de los datos incluidos en esta publicaci�n y no acepta responsabilidad alguna
por las consecuencias de su uso. Las fronteras, colores, denominaciones y dem�s informaci�n que aparece en los
mapas de este volumen no implican, por parte del Grupo del Banco Mundial, juicio alguno sobre la condici�n
jur�dica de cualquier territorio ni la aprobaci�n de la aceptaci�n de tales fronteras.
ii
�NDICE
PR�LOGO..........................................................................................vii
ABREVIATURAS Y SIGLAS ...................................................................................... viiix
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................. xiiii
RESUMEN EJECUTIVO .............................................................................................. xiiiii
1. OBJETIVOS Y ANTECEDENTES DEL ESTUDIO ................................................ 1
1.1 Contexto y Objetivos del Sector ..................................................................... 2
1.2 Nuevo Escenario Energ�tico Mundial ............................................................ 5
2. VIABILIDAD T�CNICA DE LA GENERACI�N HIDROEL�CTRICA ............... 9
2.1 Viabilidad T�cnica y Preparaci�n de los Proyectos Hidroel�ctricos en Per� . 9
2.2 Consideraciones sobre el Cambio Clim�tico ................................................ 18
2.3 Cuestiones Sociales y Ambientales .............................................................. 22
2.4 Informaci�n Hidrometeorol�gica .................................................................. 25
2.5 Conclusiones de la Evaluaci�n T�cnica ........................................................ 27
3. FUNDAMENTO ECON�MICO DEL DESARROLLO HIDROEL�CTRICO:
AN�LISIS ECON�MICO ....................................................................................... 30
3.1 Metodolog�a .................................................................................................. 30
3.2 Precios del Gas Natural en Per�.................................................................... 31
3.3 Valor Econ�mico del Gas Natural en Base a los Valores Netback .............. 31
3.4 Aspectos Econ�micos de la Generaci�n El�ctrica en Centrales a Gas ......... 33
3.5 An�lisis Econ�mico de los Proyectos de la Muestra .................................... 37
3.6 Beneficios Ambientales Locales ................................................................... 40
3.7 Beneficios Ambientales Globales ................................................................. 41
3.8 Los Impactos Negativos del Cambio Clim�tico ........................................... 42
3.9 Conclusiones del An�lisis Econ�mico de los Proyectos Hidroel�ctricos ..... 43
4. VIABILIDAD FINANCIERA DE LOS PROYECTOS HIDROEL�CTRICOS ..... 45
4.1 Supuestos para el Financiamiento de Proyectos ........................................... 45
4.2 Tasa Interna de Retorno Financiera (FIRR) para el Proyecto T�pico bajo las
Recientes Condiciones del Mercado ............................................................. 49
4.3 An�lisis de Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroel�ctricos bajo
Distintos Escenarios Financieros .................................................................. 52
4.4 Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en la Viabilidad
Financiera de los Proyectos .......................................................................... 65
4.5 Financiamiento de Proyectos Hidroel�ctricos: Riesgos y su Mitigaci�n...... 67
4.6 Impacto de la Crisis Financiera Internacional en el Financiamiento de los
Proyectos Hidroel�ctricos ............................................................................. 70
4.7 Conclusiones sobre la Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroel�ctricos
en Per� .......................................................................................................... 71
5. MARCO HABILITANTE: CONCESIONES PARA LAS INVERSIONES EN
PROYECTOS HIDROEL�CTRICOS Y GESTI�N DE LOS DERECHOS DE
AGUA ....................................................................................................................... 75
5.1 Concesiones para las centrales hidroel�ctricas ............................................. 75
5.2 Derechos de Agua ......................................................................................... 77
5.3 Procedimientos Actuales para la Evaluaci�n del Impacto Ambiental y Social
....................................................................................................................... 79
iii
5.4 Derechos de Paso .......................................................................................... 81
5.5 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueol�gicos................................... 82
5.6 Marco Legal para la Inversi�n Extranjera en la Producci�n de Energ�a ...... 82
5.7 Conclusiones y Recomendaciones ................................................................ 83
6. MARCO HABILITANTE: SISTEMA REGULADOR Y SUBASTAS .................. 86
6.1 Panorama del Sector El�ctrico en Per� ......................................................... 86
6.2 Reg�menes de Precios para Generaci�n ........................................................ 91
6.3 Generaci�n de Energ�a y Pol�ticas de Gas Natural ....................................... 99
6.4 El Sistema de Subastas de Suministro de Energ�a en Per� ......................... 101
6.5 Inversiones en el Sector El�ctrico y Participaci�n del Sector Privado ....... 109
6.6 Problemas y Reacciones del Gobierno ....................................................... 111
6.7 Conclusiones ............................................................................................... 115
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE POL�TICA ............................ 120
7.1 Contribuci�n potencial de los proyectos hidroel�ctricos en Per� ............... 120
7.2 Barreras al desarrollo de proyectos hidroel�ctricos .................................... 121
7.3 Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos
hidroel�ctricos ............................................................................................. 123
BIBLIOGRAFIA...................................................................................130
iv
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1: Impacto del Cambio Clim�tico en los Proyectos Hidroel�ctricos
Anexo 2: Medidas Recomendadas para Fortalecer la Red Hidrometeorol�gica Actual
Anexo 3: Enfoque del Costo Evitado: Muestra del C�lculo para un Proyecto T�pico
Anexo 4: Procedimientos para Obtener los Permisos para Proyectos Hidroel�ctricos
Anexo 5: Sistemas de Subastas de Electricidad en Otros Pa�ses Sudamericanos
LISTA DE CUADROS
Cuadro 2.1: Potencial Te�rico y T�cnico de los Proyectos Hidroel�ctricos
Cuadro 2.2: Capacidad Hidroel�ctrica Instalada por Regiones
Cuadro 2.3: Concesiones Actuales Definitivas y Temporales
Cuadro 2.4: Caracter�sticas Generales de los Proyectos Evaluados
Cuadro 3.1: Precios del Gas Natural Gas (Gasoducto) 2008
Cuadro 3.2: Precios Regulados del Gas para la Generaci�n T�rmica en el �rea de Lima
2008
Cuadro 3.3: Valor Econ�mico del Gas Natural
Cuadro 3.4: Central de Ciclo Combinado de 140 MW
Cuadro 3.5: Central de Ciclo Abierto de 150 MW (
Cuadro 3.6: C�lculo de OSINERGMIN para el Cargo por Capacidad
Cuadro 3.7: Costos de Generaci�n a Factores de Carga del 65%
Cuadro 3.8: Impacto Potencial de los Flujos Reducidos de la Estaci�n Seca en el
Proyecto T�pico
Cuadro 4.1: Tasa LIBOR a 6 meses
Cuadro 4.2: Tasas de Depreciaci�n
Cuadro 4.3: Resultados del An�lisis Financiero Costo-Beneficio para el Proyecto T�pico,
Financiamiento Comercial
Cuadro 4.4: Financiamiento Respaldado por el Balance General
Cuadro 4.5: Financiamiento del Proyecto � Project Finance
Cuadro 4.6: Financiamiento del Modelo del Banco de Desarrollo de Brasil
Cuadro 4.7: Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales
Cuadro 4.8: Proyecto del Sector P�blico con Financiamiento de una IFI
Cuadro 4.9: Comparaci�n de Escenarios de Financiamiento: Precio de Licitaci�n de
Energ�a Firme Requerido para la Viabilidad Financiera
Cuadro 4.10: Precio Financiero Total para Satisfacer Requerimientos de Ingresos
Cuadro 4.11: Impacto de los Incrementos de Costos de Capital del Proyecto
Cuadro 4.12: Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR Meta para el Proyecto T�pico,
Financiamiento Comercial, Precio Financiero Total
Cuadro 4.13: Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR Meta para las Condiciones de
Financiamiento Combinado IFI+Comercial, Precio Financiero Total
Cuadro 4.14: Impacto de Ingresos por Bonos de Carbono en el Precio de la Electricidad
Cuadro 4.15: Mercado del Mecanismo de Desarrollo Limpio
Cuadro 4.16: El Mercado de la Uni�n Europea
Cuadro 5.1: Procesos de Concesiones y Permisos de Derecho de Agua
Cuadro 6.1: Plazos de Contratos en el Mercado Libre
Cuadro 6.2: Evoluci�n de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008
v
Cuadro 6.3: Subastas Durante el Per�odo Transitorio 2006-2009
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1: Precios en el Banco Internacional Europeo de Intercambio de Bonos de
Carbono
Figura 1.2: Precios del Gas en EE.UU
Figura 3.1: Curva de Demanda para el Gas Natural
Figura 3.2: Costos de Generaci�n versus Precio del Gas y Petr�leo
Figura 3.3: Costos de Generaci�n OCCT versus CCCT, Precio Actual del Gas
Figura 3.4: Costos de Generaci�n OCCT versus CCCT, Precio Economico del Gas
Figura 3.5: Beneficios de los Proyectos de la Muestra versus el Ratio Capacidad Firme y
Capacidad Instalada
Figura 3.6: Curva de Oferta de Proyectos Hidroel�ctricos � Costos de Producci�n de
Electricidad de las Centrales Hidroel�ctricas Comparados con los Costos de
Producci�n de Gas Natural
Figura 3.7: Curva de Oferta (como Tasa Econ�mica de Retorno, ERR)
Figura 3.8: Costos de Producci�n y ERR
Figura 3.9: Impacto de un Incremento del 20% en los Costos de Capital
Figura 3.10: Impacto de los Beneficios de las Emisiones Evitadas de GHG en la ERR
Figura 3.11: Generaci�n Anual de Punta y Fuera de Punta, Proyecto T�pico
Figura 4.1: Curva de Rendimiento de Per�
Figura 4.2: Curva de Rendimiento del Tesoro de EE.UU (29 enero 2009)
Figura 4.3: Precios de la Energ�a en el Mercado Regulado versus Costos de Energ�a
Marginales: horas de punta
Figura 4.4: Flujos de Fondos Anuales del Desarrollador, Financiamiento Comercial
Figura 4.5: Impacto de los Plazos m�s Extensos de los Pr�stamos en el Precio Financiero
Total de la Energ�a
Figura 4.6: Curva de Oferta, Costo Financiero Total para Alcanzar una FIRR del 17.5%
Figura 4.7: DSCR y Flujos de Fondos para el Proyecto T�pico: Financiamiento del
Proyecto � Project Finance
Figura 4.8: Acuerdo de Refinanciaci�n en Vietnam bajo el Proyecto de Desarrollo de
Energ�as Renovables del Banco Mundial
Figura 4.9: Variaciones del Tipo de Cambio
Figura 4.10: DSCR, Proyecto T�pico: Financiamiento Combinado IFI y Bancos
Comerciales
Figura 4.11: Curva de Oferta en Base a Proyectos de la Muestra: Financiamiento
Respaldado por el Balance General y Financiamiento Combinado
IFI+Bancos Comerciales
Figura 4.12: Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en el Precio Financiero
Total Requerido, Financiamiento Respaldado por el Balance General, tasas
de inter�s de enero 2009, FIRR del 17.5%
Figura 6.1: Estructura del Mercado El�ctrico Peruano
Figura 6.2: Evoluci�n del Sistema de Producci�n de Energ�a en el Per�odo 1998-2008
Figura 6.3: Precios en el Mercado Libre en 2008
Figura 6.4: Curva de Precios de Generaci�n de Energ�a versus Demanda de Energ�a para
la Estaci�n Seca
vi
Figura 6.5: Evoluci�n de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008
Figura 6.6: Precio Marginal Promedio Mensual de Energ�a y Tarifa 2008
Figura 6.7: Inversi�n de los Sectores P�blico y Privado en el Segmento Generaci�n en el
Peri�do 1995-2008
LISTA DE RECUADROS
Recuadro 2.1: El Proyecto Nam Theun 2 en la RDP de Laos
Recuadro 3.1: Impacto de la Tarifa por Ajustar el Precio del Gas a su Nivel Econ�mico
Recuadro 3.2: Impacto de la Tarifa por Elevar el Precio del Gas a su Nivel Econ�mico
Recuadro 4.1: Retornos de Capital
Recuadro 4.2: El Proyecto T�pico
Recuadro 5.1: La Nueva Ley de Agua
Recuadro 6.1: Margen de Reserva
vii
PR�LOGO
La energ�a hidr�ulica puede ser una opci�n econ�mica y ambientalmente atractiva para
satisfacer la demanda de electricidad y a la vez acercarse a una econom�a de baja emisi�n
de carbono. Existen, sin embargo, desaf�os espec�ficos asociados con el desarrollo
sostenible de la energ�a hidroel�ctrica, incluyendo: (i) la necesidad de evaluar la
combinaci�n de los costos ambientales, sociales y econ�micos y los beneficios generados
por cada proyecto; (ii) la necesidad de planificar a nivel de proyecto, de cuenca, de pa�s,
y a veces, a nivel regional, (iii) la necesidad de establecer el consenso entre las m�ltiples
partes interesadas que disponen de conocimientos y habilidades adecuadas, (iv) la
necesidad de gestionar los riesgos inherentes incluyendo en algunos casos los limitados
an�lisis y falta de datos hidrol�gicos, y (v) la necesidad de movilizar financiamiento para
cubrir los altos costos de capital.
Tradicionalmente, la energ�a hidroel�ctrica ha sido la principal fuente de electricidad en
el Per�, aportando m�s del 80 por ciento de las necesidades electricas. Sin embargo, la
proporci�n de energ�a hidroel�ctrica en la canasta de generaci�n ha disminuido en los
�ltimos a�os con el desarrollo del recurso aut�ctono de gas natural en el Per�. Hoy, el
desarrollo de la hidroelectricidad esta nuevamente en el centro de la pol�tica energ�tica en
el Per� debido, a entre otros factores, la combinaci�n de una r�pida y creciente demanda
de electricidad, una mayor atenci�n a la seguridad energ�tica nacional y a los impactos
del cambio clim�tico, y el potencial de desarrollo de proyectos tanto para mercados
nacionales y de exportaci�n.
El estudio El Desarrollo Hidroel�ctrico en el Per� analiza el desaf�o de la energ�a
hidroel�ctrica espec�ficamente en el contexto econ�mico y energ�tico del Per�. Las
cuestiones estrat�gicas examinadas y las conclusiones del informe podr�n ser tambi�n
�tiles para otros pa�ses con potencial hidroel�ctrico importante y para hacer un uso
�ptimo de esta importante fuente de energ�a limpia.
Paralelamente al estudio del desarrollo hidroel�ctrico, el Banco Mundial est� realizando
un estudio en el Per� sobre la Evaluaci�n de los Impactos del Cambio Clim�tico en la
Hidrolog�a de Monta�a: Desarrollo de una Metodolog�a a trav�s de un Estudio de Caso.
Consideramos que la combinaci�n de estos dos estudios ser� una valiosa contribuci�n al
di�logo sobre el desarrollo sostenible de energ�a hidroel�ctrica en el Per� y en otros
lugares.
Philippe Charles Benoit
Gerente Sectorial
Unidad de Energ�a
Regi�n de Am�rica Latina y el Caribe
Departamento de Desarrollo Sostenible
viii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
ANA Autoridad Nacional del Agua
ANEEL Agencia Nacional de Energ�a El�ctrica de Brasil
ATDR Administraci�n T�cnica del Distrito de Riego
BNDES Banco Nacional de Desarrollo Econ�mico y Social de Brasil
BOOT Construir, poseer, operar, transferir (build, own, operate, transfer)
BTU Unidad T�rmica Brit�nica (British Thermal Unit)
CAO Oficina del Asesor en Cumplimiento
CCGT Turbina a Gas de Ciclo Combinado (Combined cycle gas turbine)
CCX Banco Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de Chicago (Chicago
Climate Exchange)
CDM Mecanismo de Desarrollo Limpio (Clean Development Mechanism)
� Signo monetario para centavo(s) de d�lar estadounidense
CER Reducci�n de Emisiones Certificadas (Certified Emssion Reduction)
CIRA Certificado de Inexistencia de Restos Arqueol�gicos
CIRR Tasa de Inter�s Comercial de Referencia (Consensous commercial interest rate)
CMSE Comit� de Monitoreo del Sector El�ctrico
COES Comit� de Operaci�n Econ�mica del Sistema
CONE Costo de Energ�a Nueva (Cost of New Entry)
CO2 Di�xido de Carbono
CREG Comisi�n de Regulaci�n de Energ�a y Gas de Colombia
DCA Licitaci�n por Reloj Descendente (Descending clock auction)
DGAAE Direcci�n General de Asuntos Ambientales Energ�ticos
DGE Direcci�n General de Electricidad
DIA Declaraci�n de Impacto Ambiental
DSCR Ratio de Cobertura de Servicio de la Deuda (Debt Service Cover Ratio)
ECL Ley de Concesiones El�ctricas DL 25844 de 1992
ECX Banco Internacional Europeo de Intercambio de Bonos de Carbono (European
Carbon Exchange)
EIS Estudio de Impacto Ambiental o EIA (Environmental Impact Study)
EPC Empresas de Ingenier�a, Compras y Construcci�n (Engineering, Procurement, and
Construction)
EPE Empresa de Pesquisa Energ�tica
ERR Tasa Econ�mica de Retorno (Economic Rate of Return)
Euro
FIDIC Federaci�n Internacional de Ingenieros Consultores
FIRR Tasa Interna de Retorno Financiera (Financial Internal Rate of Return)
FOREX Tipo de Cambio (Foreign exchange)
FOSE Fondo de Compensaci�n Social El�ctrica
GDP Producto Bruto Interno (Gross Domestic Product)
GEI Gas de Efecto Invernadero
GOP Gobierno de Per�
ix
GPPS Centrales Geot�rmicas (Geothermal power plants)
GTZ Asistencia T�cnica Alemana (Gesellschaft f�r Technische Zusammenarbeit)
GWh Gigawatio-hora
ICSID Centro Internacional de Arreglos de Disputas de Inversiones (Internacional Centre
for Settlement of Investment Disputes)
IFI Instituci�n Financiera Internacional
IGN Instituto Geogr�fico Nacional
INADE Instituto Nacional de Desarrollo
INC Instituto Nacional de Cultura
INGEMMET Instituto Geol�gico Minero y Metal�rgico
INRENA Instituto Nacional de Recursos Naturales
IPCC Panel Integubernamental sobre Cambio Clim�tico
IPP Productor Independiente de Energ�a (Independent Power Producer)
IVA Impuesto al Valor Agregado
kg Kilogramo
km Kil�metro
kW Kilowatio
kWh Kilovatio Hora
LEC Ley de Concesiones El�ctricas
LIBOR Tasa Oferta Interbancaria de Londres (tasa de inter�s) (London Interbank Offer Rate
(interest rate))
LNG Gas Natural Licuado (Liquified natural gas)
M3 Metros c�bicos
MEF Ministerio de Econom�a y Finanzas
MEM Ministerio de Energ�a y Minas
Mm Mill�n
MMCFD Millones de Pies C�blicos por D�a (Million cubit feet per day)
MME Ministerio de Minas y Energ�a de Brasil
MoF Ministerio de Econom�a y Finanzas
MW Megavatio
MWh Megawatio-hora
NG Gas Natural
NOx �xido de Nitr�geno
NT2 Proyecto Nam Theun 2 en la Rep�blica Democr�tica Popular de Laos
O&M Operacion y Administraci�n (Operation and maintenance)
OCCT Turbinas de Combusti�n de Ciclo Abierto (Open cycle combusti�n turbines)
OCDE Organizaci�n para la Cooperaci�n y el Desarrollo Econ�mico
OEF Obligaciones de Energ�a Firme
ONG Organizaci�n no gubernamental
OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversi�n en Energ�a y Miner�a
PHI-LAC Programa Hidrol�gico Internacional para Am�rica Latina
PMA Plan de Manejo Ambiental
PPA Acuerdo de Compra de Energ�a (Power parchase agreement)
PROINFA Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energ�a El�trica de Brasil
x
RR Requerimientos de Ingresos (Revenue requirements)
SEIN Sistema Interconectado Nacional
SENAMHI Servicio Nacional de Meteorolog�a e Hidrolog�a
SLF Factor de Carga del Sistema
TGP Transportadora de Gas del Per�
TUPA Texto �nico de Procedimientos Administrativos
UE Uni�n Europea
UIT Unidad Impositiva Tributaria
UNESCO Organizaci�n de las Naciones Unidas para la Educaci�n, la Ciencia y la Cultura
UTM Sistema Universal Transversal de Mercator (Universal Transversal Mercator)
VAD Valor Agregado de Distribuci�n
VNG Gas Natural Vehicular (Vehicular natural gas)
xi
AGRADECIMIENTOS
El Estudio fue realizado por el Banco Mundial con financiamiento del Programa de
Asistencia en Gesti�n del Sector Energ�tico (ESMAP) del Banco y del Fondo Especial
para Cambio Clim�tico y Energ�a Limpia.
Los autores desean agradecer a las autoridades del Ministerio de Energ�a y Minas por su
asistencia y apoyo, incluyendo el Ministro Dr. Pedro S�nchez Gamarra, el Viceministro
de Energ�a Sr. Ing. Daniel Camac Guti�rrez y el Director General de Electricidad Sr. Ing.
Ismael Arag�n, as� tambi�n como a sus antecesores Sr. Arq. Juan Valdivia Romero, Dr.
Pedro Gamio Aita e Ing. Jorge Aguinaga D�az, respectivamente, y al Director de
Concesiones El�ctricas Sr. Ing. Mardo Mendoza.
El informe fue preparado por Enrique Crousillat (Autor Principal) y Susan V. Bogach
(Gerente de Proyecto), con la asistencia de Terence Muir (Cap�tulo 2), Julio Bustamante
(Cap�tulo 2), Peter Meier (Cap�tulos 3 y 4), Paula Corces-Grieve (Cap�tulo 5), Eduardo
H. Zolezzi (Cap�tulo 6) y Enrique Millones (cuestiones ambientales). Janina Franco
asisti� en la revisi�n y edici�n del borrador final del informe principal.
El informe fue preparado bajo la gu�a de Laura Tuck, Carlos Felipe Jaramillo y Philippe
Charles Benoit. Los revisores del documento de parte del Banco Mundial fueron Michel
Kerf, Luiz T.A. Maurer, Pedro Antmann, Juan Miguel Cayo y Luis Andres.
El informe tambi�n recibi� los comentarios y sugerencias de representantes del
Ministerio de Econom�a y Finanzas, del Ministerio de Energ�a y Minas, del Organismo
Supervisor de la Inversi�n en Energ�a y Miner�a (OSINERGMIN), del Comit� de
Operaci�n Econ�mica del Sistema (COES), PROINVERSION, y de Electroper� durante
un evento de consulta en el cual se presentaron los resultados preliminares el 28 de
octubre de 2008 y el 12 de mayo de 2009.
Se agradece particularmente el apoyo financiero y t�cnico de la unidad Energy Sector
Management Assistance Program (ESMAP). La unidad ESMAP tiene como objetivo
prestar asistencia t�cnica y promover la difucion de conocimiento global a sus "clientes"
(los pa�ses de ingresos bajos y medios), en materia de prestaci�n de servicios modernos
de energ�a para la reducci�n de la pobreza y el desarrollo econ�mico ambientalmente
sostenible. ESMAP es administrada por el Banco Mundial, y se rige y es financiada por
un Grupo Consultivo (GC) formado por los donantes oficiales bilaterales y las
instituciones multilaterales, en representaci�n de Alemania, Australia, Austria, Canad�,
Dinamarca, Finlandia, Francia, Islandia, Holanda, Noruega, Pa�ses, Suecia, el Reino
Unido, y el Grupo del Banco Mundial.
xii
RESUMEN EJECUTIVO
i. En el Per�, los proyectos hidroel�ctricos han constituido la principal fuente de
electricidad, abasteciendo tradicionalmente en m�s de un 80 por ciento los requerimientos
del pa�s, y han servido como fuente de generaci�n independiente para la miner�a y la
industria. A partir del desarrollo del gas natural, a comienzos de la d�cada de 1990, y de
la apertura del gasoducto Camisea, la atenci�n del Gobierno se ha volcado a otorgar
incentivos al uso del gas natural para la generaci�n de electricidad. El resultado de esta
acci�n fue una virtual suspensi�n en el desarrollo de centrales hidroel�ctricas debido al
precio muy bajo del gas natural (inferior al costo econ�mico). Teniendo en cuenta el
desarrollo de los mercados de exportaci�n para el gas, y el mayor cuidado que se presta a
los impactos sobre el cambio clim�tico, el Gobierno recientemente ha comenzado a
prestarle renovada atenci�n a la generaci�n de energ�a hidroel�ctrica. Las medidas
adoptadas receintemente en este sentido comprenden: (a) introducci�n de la depreciaci�n
acelerada para las inversiones que se realicen en proyectos de energ�a hidroel�ctrica; (b)
introducci�n de un "descuento" para permitir que la generaci�n hidroel�ctrica compita en
las subastas con centrales generadoras a gas; y (c) el anuncio de una subasta especial de
compra de energ�a a centrales hidroel�ctricas que ProInversi�n, ente estatal de promoci�n
de la inversi�n privada, llevar� a cabo en 2009.
ii. El objetivo del presente informe es asistir al Gobierno en la evaluaci�n del rol
potencial de las centrales hidroel�ctricas en el sector, y las medidas que se podr�an
adoptar para fomentar su desarrollo continuo y apropiado. El estudio se realiz� en un
momento que particularmente desafiante. En primer lugar, exist�a un importante grado de
volatilidad en los precios de la energ�a y costos de inversi�n que debieron ser
incorporarse en el an�lisis. En segundo lugar, los mercados financieros est�n en estado de
confusi�n y es dif�cil predecir cu�ndo ser� posible que se normalicen las condiciones
imperantes. Tercero, recientemente el Gobierno de Per� ha introducido numerosas
pol�ticas y medidas regulatorias nuevas, mediante el dictado de decretos supremos, las
que est�n modificando el sistema regulador vigente y pueden interactuar en formas
inesperadas.
iii. La principal contraparte fue el Ministerio de Energ�a y Minas (MEM), que
solicit� cooperaci�n al Banco para recibir asistencia en la movilizaci�n de inversiones al
�rea de las centrales hidroel�ctricas. El presente estudio se realiz� siguiendo un amplio
proceso participativo que comprendi� m�ltiples entrevistas con todas las partes
interesadas relevantes (incluidos organismos del gobierno, el sector regulador, compa��as
de generaci�n, compa��as de distribuci�n, desarrolladores de proyectos y organizaciones
profesionales, as� como tambi�n otras agencias multilaterales), adem�s de la realizaci�n
de un evento principal de consultas.
iv. A continuaci�n se presentan las principales conclusiones y recomendaciones del
informe.
xiii
1. Contribucion potencial de la generaci�n hidroel�ctrica en Peru
v. La evaluaci�n de la contribuci�n potencial desde m�ltiples perspectivas, y de las
barreras, al desarrollo de la hidroelectricidad en Per�, arrib� a las siguientes
conclusiones:
vi. Mientras la crisis financiera puede provocar una desaceleraci�n temporal, el
sector el�ctrico de Per� enfrentar� un dif�cil desaf�o para satisfacer el r�pido
crecimiento de la demanda. Un indicio de la gravedad del problema es que, por
primera vez desde la reforma del sector, se producen cortes significativos de electricidad
debido a congesti�n en el sistema de transmisi�n, las limitaciones en la capacidad del
gasoducto Camisea, el bajo nivel de generaci�n de energ�a hidroel�ctrica y la falta de
reservas adecuadas, todos ellos problemas que exigen una atenci�n urgente. Esta
situaci�n persistir� hasta que los nuevos proyectos de generaci�n de electricidad entren
en l�nea. Si nuevas fuentes de suministro de gas no est�n disponibles, o si las mismas
est�n limitadas, la generaci�n t�rmica a gas natural llegar� a su punto m�ximo en el
per�odo 2012-2014. En consecuencia, una parte importante de la generaci�n adicional de
electricidad deber� provenir de otras fuentes; principalmente de centrales hidroel�ctricas.
vii. La evaluaci�n t�cnica concluye que existen proyectos hidroel�ctricos en las
cuencas occidentales (m�s de 1,000 MW) con concesiones definitivas que son
t�cnicamente s�lidos, cuya construcci�n podr�a comenzar en el corto plazo y, de ser
as�, entrar en servicio en o alrededor del per�odo 2013-2014. La preparaci�n de estos
proyectos, en su mayor�a proyectos de pasada de bajo impacto, cuenta con el soporte de
buena informaci�n b�sica y capacidad t�cnica nacional. De hecho, estos proyectos, m�s
otros de caracter�sticas similares que actualmente se encuentran en una etapa m�s
temprana de preparaci�n, constituyen una de las principales opciones disponibles para
que el pa�s desarrolle una econom�a de bajos niveles de emisiones de carbono.
viii. Un conjunto de proyectos hidroel�ctricos con concesiones temporales (que
suman 4,300 MW adicionales), podr�a contribuir a satisfacer la demanda de
electricidad a partir del a�o 2015 en adelante. Por otra parte, el potencial para
desarrollar centrales hidroel�ctricas en las cuencas del oriente, excede los requerimientos
de energ�a del pa�s y ofrece una oportunidad para exportar energ�a a los pa�ses vecinos.
No obstante, el conocimiento de dicho potencial se encuentra en un nivel menos
avanzado y se entiende que su impacto social y ambiental ser� mayor.
ix. Mientras el impacto del cambio clim�tico en los proyectos hidroel�ctricos es
incierto, una evaluaci�n preliminar del impacto de la recesi�n de los glaciares
sugiere podr�a ser limitado. Existe un n�mero restringido de proyectos que se alimentan
considerablemente de los glaciares y en esos casos se pueden adoptar medidas de
adaptaci�n. Si bien existen mediciones tangibles del impacto del cambio clim�tico en la
recesi�n de los glaciares, la comunidad cient�fica a�n no tiene un entendimiento cabal de
lo que parece ser el problema principal: el impacto sobre los patrones de precipitaci�n
pluvial. Un estudio paralelo que actualmente se encuentra en desarrollo por parte del
xiv
Banco Mundial con asistencia de ESMAP1, servir� para proveer mayor informaci�n sobre
el impacto del cambio clim�tico en las cuencas seleccionadas en Per� a mediados y fin de
siglo. La informaci�n actual, si bien restringida, relacionada con el impacto del cambio
clim�tico sugiere que el desarrollo futuro de las centrales hidroel�ctricas en Per� deber�
considerar lo siguiente: (a) la necesidad de controlar en forma continua el progreso
alcanzado en este sector; y muy probablemente (b) la necesidad de un incremento
continuo en la capacidad de almacenamiento para compensar la p�rdida de que ocurre en
los glaciares, la mayor frecuencia de los fen�menos clim�ticos producidos por El Ni�o, y
una hidrolog�a posiblemente m�s seca en el sur del pa�s.
x. El an�lisis econ�mico concluye que los proyectos hidroel�ctricos constituyen
una alternativa econ�micamente viable para la ampliaci�n del sector energ�tico del
Per�, cuando el gas es valuado a su costo econ�mico. En la muestra de proyectos que
cuentan con concesiones definitivas, aproximadamente 1,000MW son econ�micamente
viables si el gas se val�a a su costo econ�mico de aproximadamente 4.4$mmBTU en la
central generadora (caracterizado para el escenario de largo plazo por un precio promedio
del petr�leo crudo de US$75 por barril de petr�leo). Comparado con los proyectos que
utilizan gas, el costo econ�mico de la generaci�n hidroel�ctrica es alrededor de 1 US$
centavo/kWh (US1�/kWh) m�s barato; esto implicar�a ahorros econ�micos de
aproximadamente US$50 millones por a�o si se implementan dichos proyectos.
xi. No obstante, al precio considerablemente bajo del gas actual
(2.14$/mmBTU), pocos proyectos hidroel�ctricos podr�an ser financieramente
competitivos. Mientras que una central hidroel�ctrica excepcionalmente buena podr�a ser
marginalmente competitiva, si se le compara con los resultados de las �ltimas subastas de
energ�a, solamente un proyecto viene siendo implementado por un consorcio industrial (a
trav�s de financiamiento comercial) a modo de cobertura contra futuras interrupciones en
el suministro el�ctrico, y no como un negocio rentable para abastecer el mercado local.
xii. Para las inversiones de largo plazo e intensivas en capital, tales como las
centrales hidroel�ctricas, los plazos m�s largos de los pr�stamos son vitales para
reducir los precios de la electricidad. Los precios financieros de energ�a muestran
grandes variaciones seg�n la estructura de financiamiento: para un proyecto t�pico, la
variaci�n de precios entre un financiamiento comercial respaldado por el balance general
(es decir, la �nica opci�n disponible en el pasado), y un financiamiento con la
participaci�n de una instituci�n financiera internacional (IFI), es del orden de los 5.52 y
4.11 centavos de US$ por kWh, respectivamente. Debido a sus pr�stamos a m�s largo
plazo, las IFI podr�an desempe�ar un papel importante en la reducci�n de los costos de
financiamiento de proyectos hidroel�ctricos (en aproximadamente 25%), a�n cuando
est�n combinados con pr�stamos comerciales de plazos m�s cortos.
1
"Assessing the Impact of Climate Change on Mountain Hydrology: Development of a Methodology for a
Case Study in Peru"
xv
2. Barreras al desarrollo de proyectos hidroelectricos
xiii. El estudio identific� la presencia de un conjunto de barreras y factores potenciales
que impiden el desarrollo satisfactorio de las centrales hidroel�ctricas. Estas barreras
evidencian la falta de coherencia en la actual estrategia para promover la energ�a
hidroel�ctrica.
xiv. El precio del gas natural de Camisea para la generaci�n de energ�a, uno de
los m�s bajos de la regi�n, introduce una distorsi�n de precio que constituye una
seria barrera a la generaci�n hidroel�ctrica y a otras tecnolog�as de energ�as
renovables. Este precio es tambi�n un desincentivo para el uso eficiente del gas natural
en la generaci�n de energ�a t�rmica, por ende, no resulta econ�mico instalar unidades de
ciclo combinado. Se entiende que la pol�tica del Gobierno es mantener este precio interno
promocional por lo menos durante el per�odo de cinco a�os estipulado en los contratos
renegociados con los productores de gas. En lugar de ajustar el precio del gas con miras a
crear condiciones equitativas para las otras tecnolog�as, el Gobierno se est� embarcando
en una pol�tica de incentivos para las energ�as renovables (primas, subastas exclusivas,
incentivos impositivos) con el prop�sito de contrapesar el efecto de la distorsi�n del
precio del gas. Estas medidas implican el alejamiento de una pol�tica de precios eficiente
y arroja dudas sobre su eficacia y sostenibilidad.
xv. No obstante, el actual precio muy bajo del gas no es sostenible y, muy
probablemente, los precios del gas se deber�n incrementar en el largo plazo. Con la
futura ampliaci�n de los proyectos de generaci�n a gas restringida por los l�mites de
capacidad del gasoducto y los yacimientos de Camisea, las nuevas centrales a gas tendr�n
que enfrentar los mayores costos de producci�n de los yacimientos nuevos, as� tambi�n
como los costos econ�micos ya sea de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso
que las centrales a gas est�n ubicadas en los propios yacimientos, al costo
correspondiente de la capacidad de transmisi�n adicional hasta los principales centros de
carga.
xvi. Es probable que el financiamiento de proyectos intensivos en capital, tales
como las centrales hidroel�ctricas, sea especialmente dif�cil en el futuro cercano por
la confusi�n que reina en los mercados financieros globales. Las tasas de inter�s y
las posiciones de liquidez contin�an modific�ndose r�pidamente. Es poco probable
que se logre una situaci�n normal para el financiamiento de nuevos proyectos mientras
los principales bancos no hayan resuelto sus problemas de activos t�xicos, y la econom�a
global no reanude su crecimiento econ�mico, algo que quiz�s no suceda hasta 2010, o
posiblemente m�s tarde. Si bien a fines de 2008 las condiciones inusualmente altas del
mercado spot alentaron las expectativas para el desarrollo de centrales hidroel�ctricas, es
poco probable que esas condiciones se mantengan en el mediano plazo o sean suficientes
para permitir el financiamiento de proyectos hidroel�ctricos bajo las actuales
condiciones.
xvii. El sistema regulador se encuentra actualmente en un per�odo de transici�n
hasta que todas las nuevas reglamentaciones de la Ley 28832, "Ley para asegurar el
xvi
desarrollo eficiciente de la generaci�n el�ctrica", se hayan desarrollado, aprobado,
implementado y probado. Si bien las reglamentaciones y procedimientos generales de
las subastas de suministro de electricidad de largo plazo ya han sido aprobadas, s�lo se
han implementado subastas a corto plazo. Estas subastas no han tenido �xito en movilizar
el suministro de electricidad esperado. La principal raz�n de ello parece ser la falta de
incentivos de precios adecuados, puesto que los precios tope fueron establecidos en
niveles cercanos a la tarifa regulada. Es posible que las futuras subastas, llevadas a cabo
conforme a las reglamentaciones permanentes para los contratos de largo plazo, enfrenten
dificultades similares si no se corrigen las deficiencias actuales.
xviii. El sistema actual de subastas para los contratos de largo plazo plantea una
serie de limitaciones a la generaci�n hidroel�ctrica, hecho que justificar�a subastas
separadas para las distintas tecnolog�as, o a�n la subasta de los grandes proyectos
de energ�a hidroel�ctrica. Entre las limitaciones existentes en el actual sistema de
subastas se encuentra la dificultad de comparar objetivamente los costos y riesgos de las
centrales t�rmicas y las hidroel�ctricas, un plazo de anticipaci�n requerido de tres a�os
que no es compatible con la naturaleza de los proyectos hidroel�ctricos, y el desaf�o de
establecer primas o descuentos que no introduzcan distorsiones econ�micas. La actual
subasta de generaci�n hidroel�ctrica que llevar� a cabo ProInversi�n fue motivada por el
reconocimiento de deficiencias en el marco de subastas. Si bien es claramente un caso de
excepci�n fuera del marco regulador del sector el�ctrico que puede no ser requerido en el
futuro, su dise�o es considerado correcto.
xix. El proceso para la obtenci�n de concesiones y permisos, sujeto a frecuentes
cambios producidos por las reformas legales, es considerado por los desarrolladores
de proyectos como impredecible y excesivamente largo. La naturaleza compleja de los
proyectos hidroel�ctricos implica la participaci�n de un elevado n�mero de actores en el
proceso del otorgamiento de concesiones y permisos para los proyectos. La mayor�a de
las partes interesadas perciben que la falta de transparence del proceso, y los frecuentes
cambios producidos por las reformas legales, hacen que el mismo sea impredecible y
excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los derechos de agua y los
derechos de paso contiene importantes vac�os y constituye una barrera para el desarrollo
de los proyectos hidroel�ctricos. Asi mismo, la adjudicaci�n relativamente temprana de
las concesiones definitivas �que otorgan derechos de exclusividad- est� demostrando ser
una medida ineficiente que con frecuencia obstaculiza el desarrollo de un sitio atractivo
(cuando es propiedad de un desarrollador poco s�lido) y dificulta la competencia.
xx. La debilidad del marco para las evaluaciones ambientales y sociales amenaza
la posibilidad de un desarrollo sostenible de proyectos hidroel�ctricos, especialmente
en las cuencas del oriente que probablemente afecten a la poblaci�n ind�gena. Si bien
las evaluaciones ambientales para los proyectos de energ�a se realizan desde mediados de
la d�cada de 1990, a�n existe una serie de problemas que deben resolverse, junto con el
inherente conflicto de inter�s asociado a las funciones del MEM como promotor y
regulador de proyectos. Los problemas clave comprenden: (i) la calidad de los estudios
ambientales; (ii) los procesos de consultas d�biles, especialmente con la poblaci�n
ind�gena y otros en las comunidades locales; y (iii) la ausencia de un marco apropiado
xvii
para tratar asuntos sociales, incluyendo la falta de un sistema efectivo para compartir
beneficios que acepte y reconozca adecuadamente a las comunidades locales que se vean
directamente afectadas.
3. Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos
hidroelectricos
xxi. Para vencer las barreras existentes ser� necesario un nuevo enfoque hacia las
pol�ticas del sector, incluyendo la revisi�n de la funci�n del Estado como formulador
de pol�ticas, regulador y promotor. El gobierno ha declarado su apoyo al desarrollo de
las energ�as renovables �en particular, hidroel�ctrica y e�lica- a fin de cumplir con su
objetivo de asegurar un suministro de electricidad adecuado consistente con los objetivos
de seguridad energ�tica y protecci�n ambiental. Dicha estrategia tiene el potencial de
lograr un importante aporte en hacer frente al r�pido crecimiento de la demanda de
electricidad mediante la provisi�n de una fuente competitiva y confiable. Sin embargo,
las barreras descritas m�s arriba constituyen una evidencia de las brechas existentes en la
coherencia de este enfoque estrat�gico.
3.1 Es esencial una funci�n m�s decisiva del Estado
xxii. Una lecci�n clave resultante de la reforma llevada a cabo en el sector
el�ctrico en distintos pa�ses de Am�rica Latina es que la ampliaci�n de la generaci�n
el�ctrica puramente dirigida por el mercado no resuelve la cuesti�n sumamente
importante de la seguridad energ�tica. La mayor parte de las reformas del sector
energ�tico llevadas a cabo en la regi�n, incluida la de Per�, no consider� en forma
expl�cita el tema de la seguridad energ�tica. Estaba impl�cito en los modelos de reforma
que las se�ales de precios provenientes del mercado competitivo proporcionar�an los
incentivos necesarios para asegurar un nivel econ�mico de seguridad. No obstante, la
experiencia ha demostrado que esto no fue suficiente, siendo necesario alg�n tipo de
intervenci�n del gobierno.
xxiii. En Per�, el Estado necesita desempe�ar un rol m�s activo para garantizar un
nivel adecuado de seguridad del suministro de electricidad. La asignaci�n apropiada
de los roles entre el gobierno y el sector privado, y la comprensi�n del grado de
complementariedad entre la planificaci�n del gobierno y las operaciones comerciales del
sector privado, son factores clave para avanzar hacia el desarrollo sostenible de cualquier
sector de infraestructura. Si la planificaci�n del sector el�ctrico, la seguridad del
suministro de electricidad y el adecuado funcionamiento de un mercado imperfecto de
energ�a, ser�n siempre la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector, el
marco legal y regulador para ese sector deber�a reflejar expl�citamente esta importante
funci�n. Este no es el caso en la legislaci�n peruana que defini� el mrco legal para el
sector el�ctrico.
xxiv. Teniendo en cuenta la debilidad identificada en el actual sistema y los desaf�os del
entorno externo, la funci�n del gobierno deber�a ser fortalecida en las siguientes �reas: (a)
xviii
planificaci�n del sector e informaci�n b�sica; (b) pol�tica de precios; (c) concesiones y
permisos para los proyectos; y (d) financiamiento de proyectos.
Planificaci�n del Sector e Informaci�n B�sica
xxv. El fortalecimiento de la planificaci�n central mediante una mejor integraci�n
de la generaci�n de energ�a el�ctrica y la planificaci�n de la transmisi�n, y la
planificaci�n estrat�gica del gas natural ser�n clave para mejorar el desarrollo de
proyectos hidroel�ctricos y alcanzar una matriz energ�tica sostenible. La
planificaci�n provee informaci�n valiosa para el dise�o estrat�gico de las subastas de
energ�a, especialmente en los casos donde es deseable la promoci�n de los proyectos
hidroel�ctricos. En particular, es �til en evaluar descuentos y/o primas, as� como la
energ�a demandada en cada una de las subastas, y los per�odos de anticipaci�n. La
planificaci�n del sector tambi�n puede proveer una base para definir una estrategia s�lida
de acuerdos de comercializaci�n de energ�a/integraci�n regional, para evaluar la
repartici�n �ptima de energ�a desde la perspectiva del pa�s, y para definir una matriz
energ�tica s�lida en t�rminos econ�micos y ambientales. Un esfuerzo por fortalecer la
planificaci�n energ�tica debe adaptarse a las necesidades del pa�s, identificar claramente
las responsabilidades institucionales y asignar los recursos apropiados.
xxvi. Un elemento importante, tanto para la planificaci�n del sector el�ctrico como
para la preparaci�n de los proyectos, es el fortalecimiento del sistema hidrom�trico
y la actualizaci�n de los inventarios de proyectos. Un dise�o y una evaluaci�n
econ�mica s�lida de un proyecto hidroel�ctrico, descansa enormemente en la cantidad y
calidad de la informaci�n b�sica, particularmente en los datos hidrol�gicos. Para dicho
fin, es necesario contar con registros hist�ricos de los flujos hidrom�tricos, en el sitio de
emplazamiento del proyecto, de por lo menos cinco a�os (idealmente 10) �y mantener
estaciones hidrom�tricas tanto como sea posible- complementados con datos
hidrom�tricos de las cuencas adyacentes e informaci�n meteorol�gica de la regi�n
involucrada.
xxvii. Tambi�n se puede considerar la funci�n del gobierno en la preparaci�n de
los proyectos �es decir, realizar estudios de factibilidad. No obstante, la decisi�n de
ejecutar en forma directa una actividad tan demandante debe ser tomada �nicamente
despu�s de haber completado una rigurosa evaluaci�n de las condiciones del mercado
pues parecer�a que, en gran medida, el sector privado tiene la capacidad y los recursos
para asumir este riesgo de preinversi�n.
xxviii. Dado que hay una gran incertidumbre sobre el impacto del cambio clim�tico,
el Gobierno debe monitorear de cerca la esta area, en particular, los patrones de
precipitaciones regionales, a fin de incorporar este conocimiento en el dise�o de centrales
hidroel�ctricas y la formulaci�n de una estrategia de suministro de energ�a para el pa�s.
Los estudios mencionados en la secci�n 1 del presente anexo son los primeros pasos
importantes en esta direcci�n.
xix
Pol�tica de Precios
xxix. Promover la eficiencia en el consumo de energ�a y las opciones de inversi�n
depende de una pol�tica de precios de energ�a que reflejen los costos econ�micos.
Los precios excesivamente bajos del gas amenazan el desarrollo sostenible del sector
energ�tico y han motivado un conjunto de medidas compensatorias que podr�an
distorsionar a�n m�s el sistema de incentivos. Desde la perspectiva de la eficiencia y de
la protecci�n del medio ambiente, la respuesta m�s aconsejable es fijar el precio del gas a
su valor econ�mico en lugar de a su costo financiero. Esto podr�a dar lugar a la objeci�n
de que un incremento en el precio del gas es inaceptable desde el punto de vista pol�tico.
No obstante, tal como se mencionara m�s arriba, se debe aceptar que el nivel actual de los
precios del gas para la generaci�n de electricidad no ser� sostenible en el futuro y, por lo
tanto, ser� necesario revisar la actual pol�tica de precios. Cualquiera sea el impacto de
dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de escasos recursos con
niveles bajos de consumo experimentar�an un impacto mucho menor debido a la
aplicaci�n del Fondo de Compensaci�n Social El�ctrica, FOSE.
xxx. Es necesario revisar la metodolog�a para estimar los pagos por capacidad as�
como las condiciones para dichos pagos, a fin de producir los valores adecuados y
establecer un sistema correcto de incentivos. El sistema actual, basado en los datos de las
turbinas de ciclo abierto en los �ltimos cinco a�os no refleja razonablemente el costo de
capital de construir un proyecto nuevo.
Subastas de Energ�a
xxxi. Las limitaciones asociadas a las subastas de energ�a podr�an ser resueltas a
trav�s de tres cursos de acci�n alternativos. El actual sistema de subastas plantea un
conjunto de limitaciones que se podr�an vencer mediante el desarrollo de: (a) un sistema
de subastas en el que compitan todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad; (b) un
sistema de subastas exclusivamente para los proyectos hidroel�ctricos; o (c) un sistema
de subastas para los proyectos hidroel�ctricos de gran envergadura.
xxxii. Una alternativa viable podr�a ser un sistema de subastas en el cual compitan
todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad por contratos de energ�a de largo
plazo. Este es el sistema vigente bajo la Ley de Electricidad de 20062, si bien en su
dise�o no se determina expl�citamente la incorporaci�n de los mecanismos de
compensaci�n. Si el Gobierno decide proceder con las subastas en las cuales compitan
todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad, lo que crea algunas dificultades
inherentes a la competencia entre distintas tecnolog�as, algunos de los factores que se
deber�n tener en cuenta son los siguientes:
1. Se debe determinar un descuento econ�micamente eficiente para la
generaci�n hidroel�ctrica que est� ligado a los costos evitados en una central
t�rmica equivalente, calculados al costo econ�mico del gas. Es decir, el
2
La Ley de Concesiones El�ctricas Decreto Ley 25844, y sus reglamentaciones (Decreto Supremo 009-93-
EM), fueron aprobadas en 1992 y modificadas en 2007. Asimismo, en 2006, el Congreso aprob� la Ley N�
28832 para "Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci�n El�ctrica". A la Ley N� 28832 a veces se la
llama la Ley de Electricidad de 2006.
xx
descuento debe ser un mecanismo para corregir la distorsi�n creada por el
precio muy bajo del gas.
2. Revisar los per�odos de anticipaci�n para llamar a licitaci�n requiriendo
per�odos m�s extensos consistentes con la naturaleza de los proyectos
hidroel�ctricos y de otras tecnolog�as de generaci�n que conllevan per�odos de
ejecuci�n m�s largos. Esto es actualmente una barrera importante para las
centrales hidroel�ctricas, puesto que el per�odo de anticipaci�n de tres a�os no
es compatible con los per�odos de ejecuci�n m�s prolongados de ese tipo de
centrales.
xxxiii. Sin embargo, la realizaci�n de subastas exclusivamente por tecnolog�a,
incluidas las centrales hidroel�ctricas, es m�s factible ya que vence las dificultades
de comparar los costos de tecnolog�as diferentes en una forma objetiva. Se
recomienda la adopci�n de una pol�tica de subastas separadas para los proyectos
hidroel�ctricos, en las que compitan por la cobertura de una demanda espec�fica (una
meta para la ampliaci�n hidroel�ctrica optimizada mediante el ejercicio de la
planificaci�n central).
xxxiv. Las subastas para proyectos hidroel�ctricos espec�ficos de mayor
envergadura, podr�an reducir considerablemente los costos, especialmente para
proyectos tales como los que se est�n estudiando con miras a exportar energ�a a
Brasil. Este enfoque ayudar�a a incorporar incentivos de eficiencia en la preparaci�n e
implementaci�n de proyectos de envergadura, manteniendo al mismo tiempo el uso de
precios tope compatibles con el costo econ�mico de las centrales propuestas.
Concesiones y Permisos para Proyectos
xxxv. Si bien la legislaci�n actual define concesiones temporales y definitivas para
los proyectos hidroel�ctricos, ser�a beneficioso adjudicar concesiones definitivas en
una etapa m�s avanzada y revisar la naturaleza sin l�mite de dichas concesiones.
�reas importantes del actual sistema de concesi�n que merecen ser revisadas son:
1. la necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel m�s avanzado
de preparaci�n o, preferentemente, despu�s de que se haya llevado a cabo
un proceso competitivo para el proyecto (es decir, evitando los derechos
de exclusividad que podr�an dificultar la competencia y, en consecuencia,
un proceso m�s eficiente); y
2. revisar la naturaleza indefinida, sin l�mite, de las concesiones definitivas
con miras a introducir una cl�usula de rescisi�n o extensi�n bajo
condiciones a acordar.
Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos hidroel�ctricos de
gran envergadura puesto que incorporar la competencia en un proyecto que ha sido
preparado por un solo grupo, tiene el potencial de producir considerables beneficios
econ�micos para el pa�s.
xxxvi. El permiso ambiental deber�a ser un requisito previo para que un proyecto
participe en una subasta. Esto implica una autorizaci�n ambiental m�s temprana �
xxi
previo a la adjudicaci�n de la concesi�n definitiva- a fin de reducir la incertidumbre de la
finalizaci�n del proyecto despu�s de realizada la subasta. Tambi�n, se debe considerar el
rol de las agencias estatales en este proceso pues, con frecuencia, implica asuntos de su
responsabilidad.
xxxvii. Establecer un sistema efectivo para compartir los beneficios para el
desarrollo de proyectos hidroel�ctricos podr�a servir para mitigar los potenciales
impactos ambientales y sociales. Un mecanismo efectivo para compartir los beneficios
asociados al uso del agua podr�a servir para alinear los intereses de las comunidades
afectadas y de los desarrolladores de proyectos y, por lo tanto, permitir un proceso m�s
armonioso, asistir en el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer las relaciones
entre el Estado, la comunidad y el proyecto.
xxxviii. Desde un punto de vista ambiental, es fundamental mejorar la
evaluaci�n ambiental y social para el desarrollo de proyectos hidroel�ctricos,
incluyendo procesos de consulta abiertos y leg�timos. Las medidas espec�ficas en esta
�rea consisten en una auditor�a independiente, un presupuesto adecuado, determinar
requerimientos claros y m�nimos para los estudios y una adecuada coordinaci�n con otros
estudios en las mismas cuencas del r�o, y trabajar con el prop�sito de establecer un
acuerdo social con las comunidades locales afectadas por el desarrollo de estos proyectos.
Dada la fragilidad de los ecosistemas en las cuencas del Amazonas y la vulnerabilidad de
los grupos sociales que pueden verse afectados, es imperativo asegurar la legitimidad y
apertura del proceso de consulta para estos proyectos.
Financiamiento de Proyectos
xxxix. Analizar la necesidad y posibilidad de que el gobierno act�e como
intermediario financiero en la movilizaci�n de recursos de financiamiento (IFI) m�s
atractivos y/o, en casos espec�ficos, que participe en asociaciones p�blicas privadas.
Teniendo en cuenta la actual crisis financiera, es posible que no se logre un
financiamiento normal para los proyectos nuevos hasta que no se resuelvan los problemas
de activos t�xicos de los principales bancos. As� mismo, la movilizaci�n del
financiamiento a trav�s de una IFI con plazos m�s largos podr�a reducir
significativamente el costo de ampliaci�n del sistema de generaci�n de energ�a.
3.2 Desarrollo de las cuencas amaz�nicas para exportar energ�a a Brasil
xl. El desarrollo de proyectos hidroel�ctricos en las cuencas orientales de los
Andes, es uno de los principales desaf�os del sector energ�tico en el mediano a largo
plazo. El desarrollo de estos proyectos ofrece importantes beneficios econ�micos tanto
en la exportaci�n de energ�a como atendiendo las necesidades del mercado dom�stico.
Su desarrollo satisfactorio descansar�, en gran medida, en la implementaci�n de una
estrategia que garantice un nivel adecuado de competencia que al mismo tiempo proteja
un medio ambiente fr�gil y el bienestar de las poblaciones que se ver�n afectadas por
dichos proyectos.
xxii
xli. Una estrategia para el desarrollo debe incluir dos objetivos principales e
igualmente importantes;
1. Un desarrollo sustentable sobre la base de la adopci�n e implementaci�n
de normas internacionales para las salvaguardas sociales y ambientales
que garanticen un proceso de consulta abierto y leg�timo; y
2. Un proceso competitivo destinado a maximizar los beneficios econ�micos
para el pa�s. Este proceso debe incluir las subastas para los proyectos antes de
la adjudicaci�n de las concesiones definitivas. Con este fin, se requerir� una
evaluaci�n t�cnica objetiva de los proyectos, liderada por organismos del
gobierno, con el prop�sito de romper la asimetr�a de informaci�n inherente a
los proyectos de gran envergadura.
xlii. Estos objetivos principales deben ser complementados por un marco legal
s�lido y equilibrado que comprenda un acuerdo entre los gobiernos de Per� y Brasil
y los contratos de concesi�n entre el Estado peruano y cada uno de los
desarrolladores de proyectos. Algunos aspectos importantes que se deben incluir en
estos acuerdos son:
� Acuerdo entre gobiernos: (a) una declaraci�n de los objetivos comunes;
econ�micos, sociales y ambientales; (b) un compromiso de parte de los dos pa�ses
de respetar las normas internacionales de salvaguardas ambientales y sociales,
incluido un proceso de consulta abierto y leg�timo con la poblaci�n ind�genera y
otros grupos en las comunidades afectadas durante todas las fases de preparaci�n
e implementaci�n del proyecto; (c) acuerdo sobre los principios para establecer
una repartici�n equilibrada de energ�a entre los dos pa�ses; (d) acuerdo sobre los
principios para un proceso de subasta/competitivo para adjudicar las concesiones
definitivas; (e) acuerdo de cooperaci�n t�cnica entre los dos pa�ses para alcanzar
un mejor y m�s transparente conocimiento del proyecto y facilitar la competencia;
(f) cl�usulas b�sicas de los Acuerdo de Compra de Energ�a (PPA); idealmente,
adopci�n de un contrato modelo para el acuerdo de construir, poseer, operar,
transferir (BOOT) con una concesi�n que expire despu�s de un plazo de 25 a�os;
(g) principios para las normas comerciales y operativas; y (h) que el inventario de
los proyectos est� sujeto a una revisi�n ambiental y social realizada por la parte
peruana.
� Contratos de Concesi�n: (a) derechos y obligaciones del pa�s anfitri�n y del
desarrollador del proyecto; (b) compromiso de respetar las normas internacionales
de salvaguardas ambientales y sociales, incluyendo la poblaci�n ind�gena y otros
grupos en las comunidades locales, tal como se establece en el acuerdo celebrado
entre los pa�ses; (c) acuerdo sobre la funci�n y las facultades de los grupos de
supervisi�n; por ejemplo, paneles de expertos integrados por expertos
internacionales altamente capacitados; (d) presupuesto para encarar el programa
social y ambiental; (e) compromiso del proyecto para enfrentar efectivamente los
impactos no anticipados, y para financiarlos; y (f) detalles del r�gimen impositivo.
xxiii
1. OBJETIVOS Y ANTECEDENTES DEL ESTUDIO
1. Teniendo en cuenta el potencial de generaci�n hidroel�ctrica y que dicho
potencial no se est� utilizando, el Gobierno de Per� solicit� formalmente al Banco
Mundial su asistencia para desarrollar un marco operativo con el prop�sito de movilizar
inversiones en la generaci�n hidroel�ctrica. Se realizaron dos estudios para investigar la
situaci�n del potencial hidroel�ctrico en Per� y proponer mecanismos adicionales para
vencer las barreras existentes al desarrollo de esos proyectos hidroel�ctricos. Uno de esos
estudios, "Marco Institucional y Financiero para el Desarrollo de Proyectos
Hidroel�ctricos de Peque�a Escala" (junio 2008), se focaliz� en proyectos hidroelctricos
de peque�a escala, inferiores a 20 megawatios (MW). El segundo estudio se focaliz� en
proyectos de mediana a gran escala. El presente documento es un informe de este estudio.
2. El objetivo de este informe es (a) proveer asistencia al gobierno en la evaluaci�n
del rol de la generaci�n hidroel�ctica en la matriz de energ�tica del pa�s; y (b) proveer
recomendaciones para el desarrollo de un marco operativo apropiado a fin de permitir
que la inversi�n del sector p�blico/privado cumpla con ese rol.
3. El presente informe contiene las siguientes secciones:
� Evaluaci�n de proyectos hidroel�ctricos como opci�n estrat�gica para satisfacer la
futura demanda de energ�a de Per�. Esta evaluaci�n comprende la revisi�n de los
aspectos t�cnicos, econ�micos y de viabilidad financiera de los proyectos
hidroel�ctricos (Cap�tulos 2 a 4), investigando tambi�n el impacto de las opciones
alternativas de financiamiento;
� Evaluaci�n del entorno para el desarrollo de proyectos hidroel�ctricos, es decir, el
proceso de permisos, marco regulador y el sistema de subastas propuesto para la
generaci�n de energ�a (Cap�tulos 5 y 6); y
� Las conclusiones del estudio y una serie de recomendaciones de pol�tica para un
desarrollo m�s efectivo de los proyectos hidroel�ctricos en Per� (Cap�tulo 7).
4. La contraparte principal fue el Ministerio de Energ�a y Minas (MEM), que
solicit� formalmente la asistencia del Banco para que le preste apoyo en la movilizaci�n
de inversiones en generaci�n hidroel�ctrica. El presente estudio se realiz� en base a un
amplio proceso participativo que incluy� m�ltiples entrevistas con todas las partes
interesadas relevantes (incluidos organismos del gobierno, el sector regulador, las
compa��as de generaci�n, las compa��as de distribuci�n, los desarrolladores de proyectos
y las organizaciones profesionales, tambi�n como otras agencias multilaterales) adem�s
de la realizaci�n de un evento principal de consultas.
5. El 29 de octubre de 2008 se llev� a cabo un taller bajo el t�tulo "Marco para el
Desarrollo de Proyectos Hidroel�ctricos en Per�", con el objetivo de discutir los
resultados y propuestas iniciales sobre la viabilidad de los proyectos hidroel�ctricos y un
marco apropiado para su desarrollo. El taller permiti� un debate amplio y objetivo entre
todas las partes interesadas relevantes. Adem�s de las presentaciones sobre el caso
peruano, tambi�n se presentaron y analizaron las experiencias de Brasil y Colombia. Esto
fue sumamente �til, dado que ambos pa�ses han implementado un sistema de subastas
1
para contratos de energ�a de corto y largo plazo que incluy� proyectos hidroel�ctricos en
competencia con otras tecnolog�as.
1.1 Contexto y Objetivos del Sector
6. Debido a las condiciones favorables del pa�s, los proyectos hidroel�ctrricos han
representado, durante m�s de cien a�os, la principal fuente de energ�a el�ctrica de Per�.
Existe la opini�n generalizada de que la hidroel�ctricidad tiene un importante papel que
desempe�ar en Per� en la generaci�n de electricidad actual y futura. Los proyectos
hidroel�ctricos utilizan recursos aut�ctonos abundantes que acumulan una vasta historia
de rentabilidad, suministrando electricidad en forma segura y confiable. Este tipo de
proyectos tambi�n ofrece la opci�n m�s atractiva para reducir los gases de efecto
invernadero (GEI), encarando de esta forma los objetivos urgentes del cambio clim�tico y
el objetivo del pa�s de avanzar hacia una econom�a de bajas emisiones de carbono.
Hist�ricamente, el desarrollo de los proyectos hidroel�ctricos en Per� ha tenido impactos
sociales y ambientales relativamente menores debido a sus caracter�sticas predominantes
de centrales de paso3 complementadas por unos pocos reservorios peque�os.
7. A principios de la d�cada de 1990 se desagreg� el sector energ�tico del Per�,
seguido de un proceso de privatizaci�n y concesiones. La Ley de Concesiones El�ctricas
de 1992/93, estableci� un marco legal y regulador moderno. Despu�s de la reforma, se
redujo la escasez de energ�a, las p�rdidas de distribuci�n cayeron dr�sticamente y las
tarifas de electricidad se estabilizaron a los costos reales.
1.1.1 Objetivos de la Pol�tica de Energ�a de Per�
8. Los principales objetivos del Gobierno de Per� para el sector el�ctrico son,
garantizar un suministro adecuado de electricidad, es decir, la seguridad del suministro de
energ�a, y diversificar su matriz energ�tica de manera tal que comprenda un tercio de
energ�as renovables, un tercio de gas y un tercio de combustible en base al petr�leo. Si
bien la generaci�n hidroel�ctrica tradicionalmente ha desempe�ado un rol dominante en
el suministro de electricad en Per�, esta participaci�n ha decrecido en los �ltimos a�os,
cayendo del 90 por ciento del total de la producci�n de electricidad a principios de la
d�cada de 1990, al 72 por ciento en 2007. Esta declinaci�n se explica por la prioridad que
se le otorg� al desarrollo de un mercado r�pido y confiable para el gas natural
proveniente del yacimiento de gas Camisea. En consecuencia, la ampliaci�n de la
capacidad de generaci�n de electricidad se bas� mayormente, en las centrales a gas,
utilizando las reservas de gas natural relativamente grandes del pa�s. Dicha ampliaci�n
resulta en una alta dependencia del gas natural, mientras el potencial hidroel�ctrico es
abundante y permanece, en gran medida, sin ser utilizado.
3
La hidroelectricidad de paso (run-of-river) es un tipo de generaci�n hidroel�ctrica por la cual el flujo
natural y la diferencia de altura de la cota se utilizan para generar electricidad. Las centrales generadoras de
este tipo se construyen en los r�os con un flujo consistente y constante, ya sea natural o a trav�s de un
reservorio grande ubicado aguas arriba del r�o que entonces puede proveer un flujo estable regulado para
las estaciones ubicadas aguas abajo del r�o (Wikipedia).
2
9. Frente a los precios del petr�leo altamente vol�tiles y a los altos costos de
oportunidad del gas natural que se utiliza como la principal fuente de generaci�n de
electricidad, el Gobierno de Per� est� cabalmente comprometido en promover el
desarrollo de proyectos hidroel�ctricos en el pa�s, y ya ha adoptado varias medidas para
fomentar dicha inversi�n. Recientemente, en mayo de 2008, el Gobierno promulg� un
decreto sobre Energ�as Renovables para la promoci�n de ese tipo de energ�as (incluidos
los proyectos hidroel�ctricos de hasta 20 MW), pero que podr�a potencialmente ser
ampliado para abarcar a todos los proyectos hidroel�ctricos. Otras medidas de reciente
implementaci�n para promover los proyectos hidroel�ctricos comprenden: (a) la pronta
recuperaci�n del impuesto al valor agregado (IGV) para los proyectos cuyos per�odos de
construcci�n superan los cuatro a�os; (b) la eliminaci�n de los aranceles de importaci�n
para los equipos que se utilicen en los proyectos hidroel�ctricos; (c) medidas que
simplifican algunos aspectos relevantes del actual procedimiento de obtenci�n de
permisos; y (d) incentivos espec�ficos para los proyectos hidroel�ctricos en un proceso de
subastas de generaci�n de energ�a estipulado en la reciente legislaci�n.
1.1.2 Barreras al Desarrollo Hidroel�ctrico
10. Existen varios factores que impiden el desarrollo hidroel�ctrico en Per�:
� Falta de una estrategia global de energ�a integral y planificaci�n a largo plazo que
defina un rol para la generaci�n hidroel�ctrica: desde la reforma de la d�cada de
1990, no ha existido una entidad l�der a cargo del pensamiento estrat�gico para el
sector energ�tico en forma integral y coordinada. La estrategia del Gobierno para
el sector el�ctrico se ha focalizado en gran medida en el desarrollo de los
yacimientos de gas Camisea, lo que ha provocado una alta dependencia de las
centrales a gas y un mayor riesgo de congesti�n en la transmisi�n. Esta limitaci�n
se agrava por el hecho de que la planificaci�n se limita a la transmisi�n, sin tener
en cuenta los beneficios potenciales de las centrales generadoras de electricidad
(hidroel�ctricas u otras plantas de energ�as renovables) ubicadas en regiones
remotas que podr�an servir para reducir dicha congesti�n en el segmento
transmisi�n. As� mismo, los planes el�ctricos no est�n bien coordinados con las
estrategias para el desarrollo del gas.
� Fuertes incentivos para las centrales a gas que han desalentado la inversi�n en
proyectos hidroel�ctricos: si bien el MEM ha expresado un inter�s renovado en la
generaci�n hidroel�ctrica y recientemente ha otorgado incentivos impositivos
similares a los que ya existen para las inversiones en centrales a gas, a�n sigue
vigente un conjunto de medidas que favorecen la generaci�n a gas (incluida una
moratoria contra la construcci�n de centrales hidroel�ctricas que solamente se
levant� recientemente). Otras medidas incluyen: (a) el precio bajo del gas de
US$1.4 por mmBTU que ha sido desvinculado de los precios de los combustibles
f�siles; y (b) un subsidio al transporte del gas que originalmente se justificaba
sobre la base de que el gasoducto no se utilizaba en su totalidad. La falta de un
campo de juego llano para una competencia abierta entre las tecnolog�as de
generaci�n de electricidad, est� conduciendo a una matriz energ�tica
3
antiecon�mica y a una serie de riesgos asociados, tales como la excesiva
dependencia de un solo gasoducto para el suministro del gas.
� Actividades endebles de planeamiento/inventario en energ�a hidroel�ctica: la
limitada asignaci�n de recursos, tanto p�blicos como privados, para investigar y
actualizar la informaci�n meteorol�gica e hidrol�gica durante los �ltimos 25 a�os,
es una limitaci�n t�cnica importante para el desarrollo hidroel�ctrico. Por sus
elevados costos y actividad de alto riesgo, requiere del apoyo del sector p�blico.
� Altos costos de capital y acceso limitado al financiamiento de largo plazo: el
problema no es exclusivo de Per�, ya que los inversores en el mundo se inclinan a
preferir proyectos de bajo riesgo, no intensivos en capital, con per�odos de
construcci�n cortos y r�pido retorno de la inversi�n. Los proyectos de generaci�n
t�rmica tienen esas caracter�sticas, mientras que los proyectos hidroel�ctricos, por
el contrario, tienen caracter�sticas que dificultan su financiamiento: m�ltiples
requerimientos para su aprobaci�n a nivel local, regional y nacional, altos costos
de capital, riesgos de construcci�n, riesgos hidrol�gicos y, en ciertos casos, alta
visibilidad ambiental y social. Esta situaci�n se ve agravada por la actual crisis
financiera internacional. Pareciera ser necesario alg�n tipo de rol del sector
p�blico o asociaci�n p�blico-privado para poder acceder a las fuentes de
financiamiento de largo plazo.
� Dificultades para obtener los permisos para construir centrales hidroel�ctricas: de
acuerdo con los desarrolladores de proyectos y expertos del sector, los
procedimientos para obtener los permisos para los proyectos hidroel�ctricos son
excesivamente dif�ciles y complejos. Por otra parte, los procedimientos no
siempre son estables y la m�s de las veces, la legislaci�n tiende a tener vac�os.
1.1.3 Planificaci�n del Sistema Energ�tico para los Pr�ximos Diez A�os.
11. El Ministerio de Energ�a y Minas (MEM) prepara un plan de diez a�os para el
sector energ�tico que se actualiza cada tres a�os, "Plan Referencial de Electricidad"4.
Este plan est� destinado a promover la ampliaci�n del sector energ�tico mediante la
formulaci�n de una visi�n para el sector y la provisi�n de informaci�n futura sobre las
necesidades del sistema energ�tico y las oportunidades de inversi�n. Espec�ficamente, el
plan presenta en forma indicativa las necesidades de ampliaci�n de los sistemas de
transmisi�n y generaci�n de energ�a del pa�s, y una propuesta para satisfacer dichos
requerimientos. El plan no contempla los requerimientos de inversi�n ni las opciones
para un plan de financiamiento.
12. Una deficiencia del "Plan Referencial" para el sector energ�tico, es que no parece
estar bien integrado dentro de una estrategia integral de energ�a que debe incluir tambi�n
la estrategia del pa�s para el gas natural. Esto es especialmente importante porque la
generaci�n hidroel�ctrica y a gas requieren inversiones considerables que necesitan ser
coordinadas. Puesto que la generaci�n a gas e hidroel�ctrica son opciones que compiten y
complementarias, los requerimientos para la ampliaci�n hidroel�ctrica est� �ntimamente
4
Plan Referencial de Elecricidad 2006-2015; Ministerio de Energ�a y Minas, Direcci�n General de
Electricidad.
4
relacionada con los esfuerzos que realice el pa�s en la exploraci�n, producci�n y
transporte del gas.
13. El "Plan Referencial" preparado en el a�o 2006 para el per�odo 2006-20155. Este
plan consider� para su escenario base una tasa de crecimiento de la demanda de punta y
energ�a del 6.6 y 6.5 por ciento, respectivamente. Para hacer frente a esta demanda
creciente, el plan propuso una ampliaci�n de la generaci�n de electricidad en
aproximadamente 300 MW por a�o. No obstante, la expectativa de crecimiento del plan
ha sido superada por el crecimiento real ocurrido en los dos �ltimos a�os, que alcanz� un
8.5 por ciento sin precedentes. Por otra parte, la capacidad real de ampliaci�n no fue
suficiente, particularmente en lo que respecta a la ampliaci�n de los proyectos
hidroel�ctricos.
14. El "Plan Referencial" contempl� la puesta en marcha de nueve centrales
hidroel�ctricas durante el per�odo 2010-2015 con una capacidad total de 1,023 MW.
S�lo una de esas centrales (El Platanal, 220 MW) se encuentra actualmente en
construcci�n mientras que los otros ocho proyectos a�n tienen que completar su etapa de
preparaci�n y/o lograr el cierre de la operaci�n financiera para su financiamiento. Las
demoras en el programa de proyectos hidroel�ctricos, junto con una limitaci�n inminente
en el transporte de gas natural para las nuevas centrales a gas, plantean un serio riesgo de
escasez de energ�a en el muy corto plazo (2009-2010). A fin de mitigar el impacto de
dicha escasez, el Gobierno se ha comprometido en un plan de emergencia para la
ampliaci�n de la generaci�n de electricidad en base a unidades de generaci�n diesel con
plazos cortos de arranque y parada.
15. Si bien el "Plan Referencial" es compatible con el compromiso expresado por el
Gobierno de promover los proyectos hidroel�ctricos y alcanzar un equilibrio racional
entre la generaci�n de electricidad a gas, las centrales hidroel�ctricas y otras fuentes de
energ�a, la propuesta de planificaci�n no fue acompa�ada por se�ales de precio
adecuadas ni una pol�tica favorable para la inversi�n en tecnolog�as de energ�as
renovables. Para resolver estas deficiencias, el Gobierno aprob�, en 2008, un conjunto de
medidas a fin de promover las energ�as renovables. El desaf�o parece ser mayor ahora,
puesto que el acceso al financiamiento se convierte cada vez m�s en una limitaci�n m�s
seria como consecuencia de la crisis financiera internacional.
1.2 Nuevo Escenario Energ�tico Mundial
16. En el per�odo de cinco a�os que finaliz� a mediados de 2008, los costos de
construcci�n para las centrales tanto t�rmicas como hidroel�ctricas han sido testigo de un
incremento incesante, originado por dos factores principales. El primero de ellos es la
fuerte demanda global de todos los tipos de equipos para generaci�n el�ctrica,
especialmente en el Sudeste de Asia y China, donde la demanda de electricidad ha estado
creciendo a tasas anuales del 8-10 por ciento. El libro de pedidos de los principales
5
El utimo Plan para el per�odo 2009-201 se encuentraba en preparaci�n durante el estudio.
5
proveedores mundiales de equipos estaba completo, creando las condiciones t�picas del
mercado de vendedores.6
17. El segundo factor que explica el aumento en los costos de capital de la generaci�n
de energ�a fue el boom especulativo de los precios de los commodities a nivel mundial,
acompa�ado en muchos pa�ses en desarrollo por el boom de la construcci�n que tambi�n
increment� los precios del cemento. Los costos de las obras civiles de los proyectos
hidroel�ctricos tuvieron que hacer frente a los incrementos dram�ticos en los precios del
acero (y explican los aumentos en los costos de construcci�n para los proyectos
hidroel�ctricos de Per� que se muestran en el Cap�tulo 2 de este informe). Ciertamente,
tal como se detalla en un informe de enero de 2008 preparado para el Banco Mundial,7 ha
habido incrementos sustanciales en el aumento de las materias primas que se utilizan para
fabricar los equipos de las centrales de generaci�n, incluyendo las materias primas o
productos intermedios que se utilizan para fabricar calderas, turbinas a gas, turbinas a
vapor, turbinas de viento, y los motores y generadores.
18. A fines de 2008, estas condiciones hab�an cambiado notablemente como
consecuencia de la crisis econ�mica y financiera global. Los precios de las barras de
acero8 colapsaron a casi un tercio de su pico alcanzado en julio de 2008.9 Los precios del
cemento han ca�do al debilitarse la demanda y al colapsar los precios de la energ�a y, en
numerosos pa�ses, se est�n revisando hacia abajo los costos de los proyectos
hidroel�ctricos propuestos. Con la ca�da del crecimiento econ�mico mundial, las
expectativas del crecimiento de la demanda de electricidad tambi�n caer�n, de modo que
los libros de pedidos para el per�odo 2010-2012 estar�n m�s descongestionados, y se
puede esperar una reducci�n en los precios de los equipos de generaci�n con turbinas de
gas.
19. Las condiciones del mercado son especialmente dif�ciles para las energ�as
renovables puesto que los incentivos a ese tipo de energ�as disminuyen con los precios
bajos del petr�leo. Mientras no se recuperen los precios del petr�leo (y gas), los
incentivos a las energ�as renovables disminuir�n, dificultando los objetivos de numerosos
pa�ses de incrementar la participaci�n de las energ�as renovables. Otra consecuencia de la
ca�da de la actividad econ�mica es la baja de los precios del carbono en la Uni�n Europea
6
En el Cap�tulo 6 del presente informe se detallan las consecuencias de estos altos precios recientes para el
c�lculo del cargo por capacidad de OSINERGMIN.
7
URS, Study of Equipment prices in the Energy Sector, Informe del Banco Mundial, abril 2008
8
Habitualmente se utiliza una barra, o barra de refuerzo, en el hormig�n armado y estructuras de albali�er�a
reforzada. Por lo general se forma con acero al carbono, y se le hacen astillas para un mejor anclaje
mec�nico en el hormig�n.
9
El colapso m�s grande se ha producido en palanquillas (billet) y barras de refuerzo para hormig�n armado
(rebar). Desde fines de julio 2008, el contrato mediterr�neo de palanquillas en efectivo de la Bolsa de
Metales de Londres se ha desplomado de US$945-965/tonelada a US$554-555/tonelada a fines de
septiembre 2008. La baja del precio de palanquillas al contado del Lejano Oriente es algo menor, de
US$870-875/tonelada a US$510-520/tonelada en el mismo per�odo. Las barras de refuerzo para hormig�n
armado han colapsado de m�s de US$1,300/tonelada FOB Mar Muerto a aproximadamente US$650-
800/tonelada FOB a fines de septiembre de 2008.
6
(Figura 1.1): del nivel m�ximo alcanzado a mediados de 2008 de 30/tonelada, los
precios han ca�do a 10/tonelada a fines de 2008.10
Figura 1.1: Precios en el Banco Internacional Europeo
de Intercambio de Bonos de Carbono
ECX CFI Futures Contracts: Price and Volume
40 35
To tal Volume
Dec09 Sett
35
30
30
25
VOLUME (million tonnes CO2)
Price per tonne (EUR)
25
20
20
15
15
10
10
5
5
0 0
06 06 06 06 6 6 07 07 07 07 07 07 08 08 08 08 08 08 08
/20 / 4/ 20 /5/ 20 / 1/20 00 00 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0
2/ 6 7/ 2 /23 /2 /01 /03 /05 /07 /09 /11 /01 /03 /05 /07 /08 /10 /12
4 6 8 9/2 11 23 21 18 16 11 07 08 05 06 02 28 24 22
20. Teniendo en cuenta la actual volatilidad de los mercados de commodities, y la
gran incertidumbre que rodea las estimaciones sobre la duraci�n y profundidad de la
recesi�n global, es muy dif�cil pronosticar las condiciones de precios para los equipos de
generaci�n de energ�a a corto plazo �t�rmica e hidroel�ctrica. Para el sector energ�tico
peruano, la pregunta clave es el precio internacional del gas que rige los precios de
exportaci�n del GNL y, subsiguientemente, el precio econ�mico del gas. De igual manera
que en el caso del petr�leo, los precios en la segunda mitad de 2008 se desplomaron, de
aproximadamente US$11/mmBTU a aproximadamente US$6/mmBTU (Figura 1.2), por
ende, llegando al nivel general de precios t�pico del per�odo 2005-2007.
10
Las Reducciones Certificadas de Emisiones (CER) para diciembre de 2009 comercializaban su entrega el
29 de enero de 2009 a 10.05/tonelada.
7
Figura 1.2: Precios del Gas en EE.UU
o
Jan-2000 Jan-2002 Jan-2004 Jan-2oo6 Jan-2ooB
Jan-2001 Jan-2003 Jan-2005 Jan-2007
8
2. VIABILIDAD T�CNICA DE LA GENERACI�N HIDROEL�CTRICA
21. El objetivo de este cap�tulo es evaluar la generaci�n hidroel�ctrica como una
opci�n estrat�gica para satisfacer la futura demanda de electricidad de Per� y mejorar la
matriz energ�tica del pa�s. No est� destinada a ser una evaluaci�n de proyectos
espec�ficos, si no, en cambio, una opci�n tecnol�gica (los Cap�tulos 3 y 4 analizan
satisfacer la demanda desde el punto de vista econ�mico y financiero). Con este fin, se
seleccion� una muestra de 10 proyectos para el an�lisis. El principal criterio utilizado
para la selecci�n de los mismos fue que los proyectos deb�an contar con una concesi�n
definitiva. Este criterio proporcionaba dos ventajas: (a) aseguraba un conjunto de
opciones tangibles, realistas, considerando su avanzado nivel de preparaci�n; y (b) la
informaci�n de los proyectos con concesiones definitivas es de dominio p�blico. Toda la
informaci�n utilizada fue provista por la Direcci�n General de Electricidad del Ministerio
de Energ�a y Minas (MEM/DGE). Puesto que los proyectos hab�an sido preparados en
distintas fechas, se estandarizaron los datos t�cnicos y de costos para una correcta
evaluaci�n comparativa.
2.1 Viabilidad T�cnica y Preparaci�n de los Proyectos Hidroel�ctricos en Per�
2.1.1 Potencial, desarrollo y desaf�os de la generaci�n hidroel�ctica
22. El desarrollo de los recursos h�dricos de Per� comenz� hace m�s de cien a�os, a
comienzos del siglo pasado. Los desarrollos iniciales aprovecharon la topograf�a
escarpada que se presenta particularmente en los r�os que drenan la vertiente occidental
de la Cordillera de los Andes. El objetivo de las centrales hidroel�ctricas fue satisfacer la
demanda de electricidad local y, cada vez m�s, los requerimientos de la industria minera.
Durante la segunda mitad del siglo XX surgieron las redes regionales de electricidad y el
desarrollo hidroel�ctrico comenz� a incluir proyectos de gran envergadura. A trav�s de
todo este per�odo, la generaci�n hidroel�ctica contribuy� con una participaci�n muy
importante en el suministro de energ�a del pa�s, por lo general superior al 80 por ciento.
23. El desarrollo hidroel�ctrico de Per� ha estado fuertemente ligado a las
experiencias suizas e italianas, tanto en lo que respecta a su dise�o como a su
construcci�n. T�picamente, las centrales existentes son del tipo de pasada, incluyendo un
componente importante de obras subterr�neas, altas ca�das y presas de derivaci�n
relativamente peque�as, minimizando as� su impacto ambiental. La mayor�a de las
centrales tienen un alto factor de planta (es decir, una elevada utilizaci�n de su capacidad
instalada) que a menudo es consolidado a trav�s de la construcci�n de peque�os
reservorios estacionales ubicados en la cuenca superior, aprovechando las lagunas
existentes, las condiciones morfol�gicas favorables y casi libre de sedimentos. Todas las
centrales est�n ubicadas en valles angostos y empinados que est�n escasamente poblados
y que proveen pocas oportunidades para la agricultura. En la pendiente occidental
(Pac�fico), las centrales hidroel�ctricas comparten las instalaciones de almacenamiento de
agua con otros usos, por lo general riego y suministro urbano aguas abajo.
9
24. La �nica evaluaci�n exhaustiva de los recursos h�dricos de Per� fue el inventario
realizado en 1979 por el Ministerio de Energ�a y Minas con el apoyo del programa de
asistencia t�cnica alem�n (Deutsche Gesellschaft f�r Technische Zusammenarbeit �
GTZ)11. El objetivo de este programa fue identificar proyectos que pudieran contribuir a
la ampliaci�n de los sistemas de generaci�n del pa�s. El inventario se focaliz� en
proyectos hidroel�ctricos de mayor envergadura. El cat�logo final contiene un total de
543 proyectos hidroel�ctricos en todo el territorio del pa�s, lo que representa un potencial
t�cnico de 58,404 MW (Cuadro 2.1). Hasta el presente se ha desarrollado menos del
5 por ciento de este potencial (Cuadro 2.2).
Cuadro 2.1 Potencial Te�rico y T�cnico de los Proyectos Hidroel�ctricos
Regi�n Hidrol�gica Te�rico (MW) T�cnico (MW)
Cuencas Occidente/Pac�fico 29,256 13,063
Cuencas Oriente/Amazonas 176,287 45,341
Cuenca del Titicaca 564
Total 206,107 58,404
25. En las zonas ubicadas a m�s de 1,000 metros sobre el nivel del mar, los r�os en las
cuencas del Amazonas y del Occidente muestran un elevado potencial para centrales
hidroel�ctricas con altas caidas, utilizando canales de toma, peque�as tomas y reservorios
peque�os -un tipo de central hidroel�ctrica que es com�n en el sistema hidroel�ctrico
peruano. Estos proyectos generalmente tienen un bajo impacto ambiental y social, salvo
que involucren transvases de agua entre cuencas de r�os.
Cuadro 2.2 Capacidad Instalada de Hidroel�ctricidad por Regiones
Capacidad Existente como
Capacidad Existente
Regi�n Hidrol�gica Porcentaje del Potencial
(MW)
T�cnico (%)
Cuencas Occidente/Pac�fico 1,263 9.7
Cuencas Oriente/Amazonas 1,563 3.4
Cuenca del Titicaca
Total 2,826 4.8
26. Despu�s de un per�odo en el que predomin� la ampliaci�n de la generaci�n
el�ctrica mediante centrales a gas, en la actualidad existe un renovado inter�s en la
generaci�n hidroel�ctrica. Los proyectos hidroel�ctricos privados y p�blicos a los que se
les ha otorgado concesiones en forma definitiva o temporal12 totalizan 5,796 MW; esto
es, alrededor del 10 por ciento del potencial hidroel�ctrico (Cuadro 2.3). Vale la pena
hacer notar que el inter�s de los desarrolladores sigue las tendencias hist�ricas,
concentr�ndose m�s en proyectos localizados en las cuencas costeras occidentales que
est�n ubicadas m�s cerca de los principales centros de carga y que presentan
11
Ministerio de Energ�a y Minas, "Evaluaci�n del Potencial Hidroel�ctrico Nacional", 1979.
12
A noviembre de 2008.
10
caracter�sticas t�cnicas conocidas pero desafiantes (altas cargas hidrost�ticas, estructuras
subterr�neas, flujo de agua limitados). Si se construyen los proyectos hidroel�ctricos que
se encuentran en preparaci�n en las cuencas occidentales, el grado de desarrollo en esta
regi�n alcanzar�a casi el 25 por ciento del potencial t�cnico.
Cuadro 2.3 Concesiones Actuales Definitivas y Temporales
Concesiones Concesiones
Regi�n Hidrol�gica Total (MW) Porcentaje (%)
Definitivas Temporales
Cuencas Occidente/Pac�fico 1,011 895 1,906 14.6
Cuencas Oriente/Amazonas 484 3,406 3,890 8.5
Cuenca del Titicaca -- -- -- --
Total 1,495 4,301 5,796 10.0
27. Este ratio es inferior en las cuencas del Amazonas (12.3 por ciento), donde los
proyectos tienden a estar lejos de los centros de consumo y deben enfrentar dificultades
de acceso. Con excepci�n de dos proyectos, esta cifra no considera el reciente inter�s
demostrado en desarrollar una serie de proyectos hidroel�ctricos de gran envergadura en
las cuencas orientales, con miras a exportar energ�a al vecino Brasil. En mayo de 2008,
Per� y Brasil firmaron un Acuerdo de Integraci�n Energ�tica13 que constituye el primer
paso hacia un programa de gran escala destinado a desarrollar un conjunto de centrales
hidroel�ctricas para exportar energ�a, ubicadas en las cuencas orientales. Con
posterioridad al acuerdo, se han identificado 15 proyectos hidroel�ctricos. Seis de esos
proyectos parecen ser particularmente atractivos para exportaci�n de energ�a por su
escala y distancia con la frontera con Brasil. Estos proyectos comprenden una capacidad
total de 6,300 MW, m�s del doble de la capacidad hidroel�ctrica actual de Per�, y
algunos de ellos ya est�n siendo estudiados por consorcios p�blicos-privados brasileros.
Los sitios para los proyectos fueron identificados mediante el inventario de 1979 y estos
proyectos son, en realidad, una parte importante del gran potencial hidroel�ctrico del
pa�s.
28. Mientras que su desarrollo se puede considerar como un objetivo a largo plazo, es
importante recalcar los desaf�os que este ambicioso programa plantea. En oposici�n a los
proyectos construidos o planeados en las cuencas occidentales, estos proyectos est�n
ubicados a menor altura (por debajo de los 1,000 metros sobre el nivel del mar) y, por lo
tanto, presentan ca�das bajas y represas m�s grandes que pueden inundar �reas extensas.
Esto representa serias cuestiones de tipo ambiental y social relacionadas con la escala de
los proyectos, la fragilidad de los ecosistemas involucrados y la vulnerabilidad de la
poblaci�n ind�gena y otros grupos de las comunidades locales que se ver�an afectadas por
los proyectos. La limitada informaci�n hidrol�gica tambi�n es una importante
13
"Convenio de Integraci�n Energ�tica entre el Ministerio de Energ�a y Minas de la Rep�blica del Per� y el
Ministerio de Minas y Energ�a de la Rep�blica Federativa de Brasil", firmado el 17 de mayo de 2008. El
acuerdo crea un grupo de trabajo bilateral con el objetivo de realizar estudios sobre proyectos
hidroel�ctricos de exportaci�n, incluyendo la correspondiente transmisi�n, an�lisis de la implementaci�n de
las conexiones fronterizas, evaluaci�n de los marcos legales y reguladores de cada pa�s y preparaci�n de un
cronograma para sus actividades.
11
restricci�n. Un desarrollo sostenible a gran escala del potencial de las cuencas orientales
requerir�a un enfoque cuidadoso incluyendo una mejora en la disponibilidad de la
informaci�n b�sica (en particular datos hidrom�tricos), as� como tambi�n un s�lido marco
institucional necesario para atender los complejos desaf�os sociales y ambientales.
29. Un aspecto importante que se debe tener en cuenta en la preparaci�n de los
proyectos hidroel�ctricos es el impacto del cambio clim�tico en su efectiva operaci�n y,
por ende, en su dise�o y estimaciones de la producci�n de energ�a y capacidad efectiva.
El impacto del cambio clim�tico est� rodeado de un gran nivel de incertidumbre que se
origina en la dificultad de pronosticar la naturaleza, intensidad y velocidad del proceso
del cambio clim�tico y, en particular, su probable impacto regional sobre los patrones de
precipitaci�n pluvial, tierras h�medas de monta�a y la recesi�n de los glaciares. Al
evaluar el impacto del cambio clim�tico en los proyectos hidroel�ctricos y en otras
actividades de uso del agua, es importante establecer el horizonte de tiempo de este
impacto. Si bien existe una considerable grado de incertidumbre sobre la velocidad del
proceso del cambio clim�tico, el per�odo de inter�s para las decisiones de inversi�n en
proyectos hidroel�ctricos est� claramente definido: los pr�ximos 30 a 40 a�os, es decir, la
vida econ�mica de las nuevas centrales hidroel�ctricas. Por lo tanto, cualquier impacto
que posiblemente ocurra con posterioridad a ese per�odo �independientemente de su
naturaleza y gravedad- no es relevante al formular una estrategia para la ampliaci�n del
sector energ�tico, para las decisiones espec�ficas de inversi�n en las nuevas centrales
hidroel�ctricas, ni para la operaci�n de las centrales existentes.
30. Es de suma importancia el posible impacto sobre los patrones de precipitaci�n
pluvial puesto que la generaci�n hidroel�ctrica est� directamente relacionada con los
vol�menes y la distribuci�n estacional de las lluvias. Seg�n las regiones y los modelos
consultados, este impacto podr�a ser positivo o negativo. Los informes del IPCC14 no son
concluyentes en este sentido. No obstante, existe la opini�n entre algunos especialistas
de que podr�a haber m�s lluvia en el norte del pa�s (particularmente en el noroeste)
mientras que el sur podr�a ser m�s seco, es decir, un patr�n similar al del fen�meno de El
Ni�o. Una iniciativa del Banco Mundial que se lleva a cabo en forma paralela a este
estudio con el apoyo de ESMAP y la participaci�n del Ministerio de Energ�a y Minas,
"Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology: Development of a
Methodology through a Case Study in Peru", apunta a investigar el impacto del cambio
clim�tico en la hidrolog�a monta�osa del Per�, incluyendo el impacto en la precipitaci�n
pluvial. Teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que predomina, este informe, en
su mayor parte, se focaliza en un efecto definido y m�s tangible: la recesi�n de los
glaciares en algunas cuencas de r�os.
31. Especial atenci�n se est� prestando al impacto del cambio clim�tico en los
glaciares tropicales. Este proceso es particularmente importante en Per�, donde se
encuentra ubicado el 70 por ciento de los glaciares tropicales del mundo. Las mediciones
en la mayor�a de los glaciares del pa�s revelan que su recesi�n ha sido notable durante las
dos �ltimas d�cadas, reduciendo as� la capacidad natural de almacenamiento que proveen
y que algunas centrales hidroel�ctricas actuales y futuras utilizan o utilizar�an para
14
Panel Intergubernamental sobre Cambio Clim�tico (IPCC); Cuarto Informe de Evaluaci�n, 2007.
12
incrementar su producci�n energ�tica durante la estaci�n seca. El presente informe
explora la naturaleza de este impacto teniendo en cuenta la informaci�n disponible en
cada uno de los proyectos.
32. No obstante, se debe recalcar que este trabajo es solamente preliminar y que es
necesario realizar un mayor trabajo de investigaci�n sobre el tema destinado a: (a) una
mejor comprensi�n de la funci�n de los glaciares en el ciclo hidrol�gico; (b) el monitoreo
de glaciares y flujos de estiaje en las centrales hidroel�ctricas existentes y proyectadas; y
(c) la evaluaci�n de opciones para mitigar el impacto de la recesi�n de los glaciares.
Tambi�n es necesario continuar trabajando en la proyecci�n del impacto del cambio
clim�tico en los patrones de precipitaci�n pluvial. El Estudio Hidrol�gico mencionado
en el p�rrafo 30, as� tambi�n como otros estudios, aportar�n una nueva visi�n sobre estas
cuestiones.
2.1.2 Evaluaci�n T�cnica y Revisi�n de Costos
Proyectos Evaluados
33. Hay 15 proyectos hidroel�ctricos con concesiones definitivas. Cinco de esos
proyectos fueron excluidos de la muestra porque su escala era muy peque�a (capacidad
alrededor de 10 MW) o porque ya se encontraban en un nivel muy avanzado de
construcci�n. La muestra, por lo tanto, se redujo a diez proyectos que representan una
capacidad instalada de 1,365 MW (Cuadro 2.4).15 Las capacidades var�an entre 49 MW y
225 MW, para un promedio de 136.5 MW, es decir, una serie de proyectos de tama�o
mediano algo menor a los proyectos p�blicos construidos antes de la reforma del sector
el�ctrico implementada a principios de la d�cada de 1990.
34. La muestra de los proyectos ofrece dos ventajas principales para su evaluaci�n: un
avanzado nivel de preparaci�n y f�cil acceso a los datos del proyecto. Se realiz� la
estandardizaci�n de la informaci�n de manera que los proyectos fueran comparables ante
un conjunto dado de condiciones (fecha, condiciones t�cnicas). La evaluaci�n incluy�
una revisi�n de: (a) esquemas de los proyectos; (b) evaluaci�n de los requerimientos de
contingencia; (c) hidrolog�a; (d) producci�n de energ�a y capacidad firme; y (e) costos de
inversi�n y de operaci�n y mantenimiento.
15
El estudio comprendi� tambi�n una evaluaci�n de 3 proyectos p�blicos a los que les fueron otorgadas
concesiones temporales. No obstante, estos proyectos fueron excluidos de la muestra porque su preparaci�n
se encontraba en un nivel preliminar.
13
Cuadro 2.4 Caracter�sticas generales de los proyectos evaluados
Producci�n de
Capacidad Instalada Caida
Central Energ�a
(MW) (metros)
(GWh/a�o)
El Platanal 220 1,079 627
Cheves I 168 837 600
Huanza 85 376 641.5
Mara��n 96 425 98
La Virgen 64 388 357
Pucar� 163 976 401.6
San Gab�n I 150 914 567.5
Tarucani 49 362 331.7
Quitaracsa 115 639 867.5
Santa Rita 255 1,543 255
Total 1,365 7,539
Fuente: Estudios de cada uno de los proyectos, archivos MEM/DGE.
La Evaluaci�n
35. La revisi�n no implic� modificaci�n alguna en los esquemas de los proyectos
propuestos y se limit� a la evaluaci�n de los proyectos tal como lo propusieran sus
patrocinadores. Espec�ficamente, la evaluaci�n comprendi� lo siguiente:
� Revisi�n de cada uno de los esquemas de proyecto con el prop�sito de identificar
los riesgos t�cnicos y de construcci�n espec�ficos con miras a la evaluaci�n de los
requerimientos de contingencia.
� Revisi�n de los aspectos hidrol�gicos de los proyectos teniendo en cuenta la
informaci�n actualizada del Servicio Nacional de Meteorolog�a e Hidrolog�a,
SENAMHI, cuando fuese pertinente, del Comit� de Operaci�n Econ�mica del
Sistema Interconectado, COES y/o los datos provistos por los estudios. La
revisi�n hidrol�gica incluy� los ajustes por regulaci�n del recurso agua y
transferencia de agua en los casos pertinentes.
� Estimaci�n de la producci�n de energ�a en base a los datos hidrol�gicos
actualizados, cuando pertinente, utilizando un solo modelo y criterios uniformes.
Los datos de energ�a comprenden la producci�n bruta menos las p�rdidas en los
generadores. Las estimaciones de energ�a se realizaron para la estaci�n seca
(mayo-diciembre) y la estaci�n h�meda (enero-abril), as� tambi�n como para las
horas de punta y fuera de punta.
� Estimaci�n de las p�rdidas de transmisi�n desde la central hidroel�ctrica hasta su
entrega al Sistema Interconectado Nacional, SEIN; es decir, las p�rdidas del
sistema de transmisi�n relacionadas con el proyecto. Estas p�rdidas se estimaron
entre el 1 y 3 por ciento de la producci�n de energ�a, seg�n la longitud del sistema
de transmisi�n asociado.
14
� Estimaci�n de la capacidad firme y de la capacidad remunerable en base a los
flujos de la estaci�n seca y la capacidad diaria de regulaci�n de cada central.
� Revisi�n del impacto del cambio clim�tico en la producci�n de energ�a, en
particular, el impacto del derretimiento en curso de los glaciares. Teniendo en
cuenta que este es un problema muy complejo y que necesita mayor investigaci�n
y an�lisis, se realiz� una evaluaci�n preliminar para llegar a un orden de magnitud
de los resultados y determinar los par�metros para un an�lisis de sensibilidad
econ�mica.
� Revisi�n de los costos de inversi�n. Los requerimientos de inversi�n de los
proyectos se actualizaron a principios de 2008, considerando los valores de
mercado para los equipos y las obras civiles. A este fin, el an�lisis comprendi� la
revisi�n de la mayor�a de las licitaciones recientes y de los costos de construcci�n
(cuando los proyectos ya se encontraban en esa etapa), actualizando los valores a
la fecha mencionada, la aplicaci�n de precios unitarios actualizados y curvas
param�tricas (para los proyectos que ten�an un menor nivel de avance en sus
estudios). Los costos de contingencia se sumaron como una funci�n del nivel de
estudio de los proyectos y la complejidad del dise�o. Estos costos oscilaron entre
el 5 y el 15 por ciento.
� Los costos de inversi�n incluyen los sistemas de transmisi�n relacionados con
cada uno de los proyectos, es decir, el costo de las instalaciones de transmisi�n
necesarias para conectarse al SEIN. No se incluyen los costos de los refuerzos del
SEIN.
� Los gastos de mantenimiento y operaci�n se calcularon en US$0.0025/kWh
producido,16 y los pagos anuales de seguro y administrativos, estimados como
instalados en US$5/kWh. Adem�s, tambi�n se tuvieron en cuenta los pagos al
sistema (COES), al Ministerio de Agricultura y al MEM que representaban el
1.5 por ciento de las ventas anuales.
� Exceptuando aquellos proyectos que se encontraban en un nivel m�s avanzado de
preparaci�n (o construcci�n), se utiliz� un cronograma de construcci�n est�ndar
para estimar los flujos de los desembolsos.
La evaluaci�n de la producci�n hidrol�gica y energ�tica produjo los siguientes
resultados;
� Un conjunto de cifras ajustadas de producci�n energ�tica que difieren de los
valores propuestos en los estudios entre +3% y -28%.
� La desviaci�n/ajuste promedio fue del -6.8 por ciento
(promedio ponderado: -9.2 por ciento), es decir, un promedio por debajo de las
estimaciones de los patrocinadores del proyecto.
16
Considerando un valor m�nimo de un mill�n de US$ por a�o.
15
La evaluaci�n de los costos de capital del proyecto produjo los siguientes resultados:
� Un incremento en las estimaciones de costo del 18 al 86 por ciento;17
� Un incremento promedio del 44.8 por ciento (promedio ponderado: 39.1 por
ciento);
� Los costos de capital ajustados corresponden a los costos unitarios de instalaci�n
que var�an entre US$1,164/kW y US$1,939/kW, para un promedio de
US$1,450/kW.
� La tendencia al incremento se explica por varios factores, siendo el principal de
ellos la actualizaci�n de los valores en d�lares estadounidenses a una fecha m�s
reciente y el marcado incremento de los costos de las obras civiles y de los
precios de los equipos que tuvieron lugar durante los meses de alto crecimiento
previos a la realizaci�n del estudio. Otro factor parece ser un optimismo excesivo
en el dise�o y estimaci�n de costos de algunos proyectos.
36. Se observ� que todos los proyectos siguen la experiencia hidroel�ctrica peruana;
es decir, son proyectos hidroel�ctricos de paso que incluyen una represa o presa de
derivaci�n peque�a, seguida por canales o t�neles para alcanzar la carga hidrost�tica, y
una central el�ctrica distante unos pocos kil�metros. No existen centrales el�ctricas al pie
de la represa.
37. Si bien no se puede hacer un juicio general sobre toda la muestra, se observ� lo
siguiente:
� Algunos proyectos est�n muy bien estudiados. Cuentan con programas de
investigaci�n de campo exhaustivos y con esquemas de ingenier�a s�lidos. En
estos casos, no se prev�n dificultades de construcci�n.
� Otros proyectos parecen ser demasiado optimistas en cuanto a su dise�o o a�n
tienen que resolver problemas espec�ficos de construcci�n. No obstante, en la
mayor�a de los casos estas cuestiones se pueden resolver si se utilizan recursos
adecuados de ingenier�a y de investigaci�n de campo.
� Si bien la falta de una adecuada red hidrom�trica en el pa�s es un problema com�n
a todos los proyectos (ver secci�n 2.4 sobre informaci�n hidrometeorol�gica), se
observ� que, en t�rminos generales, los proyectos est�n siendo dise�ados de
manera satisfactoria en las regiones donde la informaci�n est� disponible, siendo
complementados con las investigaciones realizadas para cada uno de los estudios.
Sin embargo, algunos proyectos muestran estimaciones hidrol�gicas poco
precisas, al mismo tiempo que otros est�n estrechamente vinculados con la
construcci�n de reservorios para riego de uso agr�cola.
� Muchos proyectos han utilizado la informaci�n hidrol�gica reunida por sus
propias estaciones. Varios de los r�os presentan riesgo de sedimentaci�n en
ciertas partes de su cuenca, hecho que no ha sido considerado totalmente por los
17
Estas cifras excluyen un proyecto que, por un dr�stico cambio en sus componentes, experiment� una
reducci�n en el costo de capital de -65%.
16
proyectos. As� mismo, ninguno de los proyectos evaluados parece tener en cuenta
el impacto de la r�pida recesi�n de los glaciares.
� La producci�n de energ�a de algunos proyectos tiende a ser alta por su
dependencia de reservorios estacionales relativamente grandes.
� Muchos de los proyectos que tienen una concesi�n definitiva, han sido propiedad
de los desarrolladores cuyo inter�s principal es prepararlos y venderlos, en vez de
construirlos. Durante 2007, tres concesiones definitivas se vendieron a grupos
relacionados con grandes consumidores: Huanza, Mara��n y Quitaracsa.
Dise�o del Proyecto
38. La disponibilidad de la informaci�n de campo b�sica que se necesita para el
dise�o del proyecto es por lo general buena:
� En el Instituto Geogr�fico Nacional (IGN) se encuentran en inmediata
disponibilidad versiones electr�nicas de mapas topogr�ficos en escala 1:100,000 y
a pedido se pueden obtener del IGN mapas electr�nicos en menor escala (ej.,
1:25,000, preparados para el Ministerio de Agricultura).
� Del mismo modo, hay mapas geol�gicos en escala 1:100,000 y varios mapas
regionales y locales en menor escala disponibles en el Instituto Geol�gico Minero
y Metal�rgico (INGEMMET).
� Los datos hidrometeorol�gicos est�n disponibles en el Servicio Nacional de
Meteorolog�a e Hidrolog�a (SENAMHI), pero es evidente que la capacidad de
este organismo se ha ido deteriorando durante la d�cada pasada.
39. En forma paralela a recolectar y analizar la informaci�n de campo b�sica tal como
se describe m�s arriba, se deben realizar en el sitio del proyecto investigaciones locales
topogr�ficas, geol�gicas e hidrom�tricas. Existe suficiente capacidad local en todas estas
�reas, incluyendo varias firmas que ofrecen servicios actualizados en licitaciones
competitivas.
40. En la mayor�a de los niveles existe el conocimiento t�cnico adecuado disponible
(incluyendo empresas nacionales e internacionales especializadas en consultor�a de
ingenier�a), si bien se puede argumentar que, como resultado del limitado n�mero de
proyectos hidroel�ctricos de gran escala dise�ados y construidos en los �ltimos a�os,
existe solamente una cantidad limitada de personas con una vasta experiencia de largo
plazo como se requiere para la administraci�n total exitosa de un proyecto.
41. El MEM mantiene una lista de 125 empresas consultoras autorizadas para realizar
an�lisis de impacto ambiental, de las cuales 74 est�n autorizadas para trabajar en el sector
el�ctrico. Esta lista incluye en su mayor parte empresas nacionales de consultor�a en
ingenier�a, junto con las oficinas locales de numerosas firmas consultoras internacionales.
Tambi�n existe un n�mero de empresas que han establecido sus oficinas localmente y
que ofrecen servicios relacionados con el Mecanismo de Desarrollo Limpio (CDM) y la
compra de cr�ditos de carbono, as� tambi�n como empresas internacionales tales como
Eco Securities, Net Source, AHL Carbon y Econergy.
17
Ingenier�a del Proyecto
42. En cuanto al dise�o del proyecto, existe tambi�n suficiente conocimiento t�cnico
y experiencia nacional entre las empresas consultoras de ingenier�a para prestar los
servicios requeridos para la preparaci�n de los documentos de construcci�n para la
construcci�n del proyecto y la supervisi�n de contratistas y proveedores durante la etapa
de construcci�n. Este conocimiento t�cnico y experiencia comprende la forma m�s
tradicional de direcci�n de proyecto: cliente-consultor-contratista, y el tipo de
contrataci�n de empresas de ingenier�a, compras y construcci�n (EPC).
43. No obstante, la utilizaci�n de documentos de contratos est�ndares, tales como los
preparados por la Federaci�n Internacional de Ingenieros Consultores (FIDIC) no es una
pr�ctica com�n. Pareciera que en la mayor�a de los casos las especificaciones y los
documentos de contrato son preparados desde cero o al menos sobre la base de otros
proyectos similares previos. Si bien el uso de esos documentos est�ndares ser�a un
beneficio para el sector, se debe hacer notar que los intentos previos realizados para
utilizar las versiones en idioma espa�ol de los documentos de contrato de FIDIC en Per�
han puesto de relieve algunas diferencias de interpretaci�n de ciertos t�rminos en el
contexto de la ley peruana.
2.2 Consideraciones sobre el Cambio Clim�tico
44. Existe una gran incertidumbre sobre el posible impacto del cambio clim�tico en
los patrones clim�ticos del Per� y en su ciclo hidrol�gico (ver Anexo 1 para m�s detalles
sobre este tema). Si bien existen mediciones tangibles de este impacto en la recesi�n de
los glaciares, la comunidad cient�fica a�n tiene que comprender mejor cu�l ser�a el
principal impacto: es decir, el impacto en los patrones de precipitaci�n pluvial. Los
informes del IPCC no son concluyentes en este sentido. Tal como se mencionara
previamente, existe la opini�n entre algunos especialistas que podr�a haber m�s lluvia en
el norte (particularmente en el noroeste) del Per� mientras el sur ser�a m�s seco, es decir,
un impacto similar al del importante fen�meno de El Ni�o que ocurre una vez cada siete
a diez a�os. Los cambios en los patrones de precipitaci�n pluvial tendr�an un impacto en
la producci�n de energ�a y en la naturaleza de eventos extremos (inundaciones) y, por lo
tanto, en el dise�o de las estructuras hidr�ulicas de las centrales hidroel�ctricas.
45. Una iniciativa paralela que est� desarrollando el Banco Mundial, con el apoyo de
ESMAP y la participaci�n del Ministerio de Energ�a y Minas, apunta a definir una
metodolog�a para evaluar los impactos causados por el impacto del cambio clim�tico
(r�pido calentamiento monta�oso, con el consiguiente cambio en los glaciares y tierras
h�medas de monta�a, y cambio en los patrones de precipitaci�n pluvial) en la hidrolog�a
del Per�. El estudio se llama "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain
Hidrology � Development of a Methodology through a Case Study in Per�". Este estudio
paralelo proveer� informaci�n adicional para la planificaci�n hidroel�ctrica en Per� a
largo plazo mediante los siguientes componentes:
18
a. Clima: Uso de los resultados del Simulador de la Tierra18 y del Modelo de
Sistema de Clima Comunitario, CCSM19, para un escenario seleccionado a fin de
evaluar los impactos netos en la precipitaci�n y temperatura sobre las cuencas
hidrogr�ficas de los Andes en Per�. El objetivo es proveer escenarios posibles del
clima futuro para mediados y fines de siglo en Per�, capaces de producir
par�metros ambientales para utilizarlos como insumos para el modelo
hidrol�gico.
b. Hidrolog�a: Estimaci�n de los cambios actuales y proyectados en los
escurrimientos provocados por los incrementos de la temperatura, la recesi�n de
los glaciares, los cambios en las precipitaciones y la sequ�a de las tierras h�medas
de monta�as para las tres cuencas de r�os emblem�ticas de Per�: R�o Santa, Rimac
y Mantaro para 2030, 2050 y 2090. La t�cnica de modelo que se utilizar� es la
WEAP (Herramienta de Evaluaci�n y Planificaci�n del Agua) desarrollada por el
Instituto del Medio Ambiente de Estocolmo combinada con un m�dulo de
simulaci�n del comportamiento din�mico de los glaciares desarrollado
conjuntamente por IRD y SEI.
46. Una tercera actividad que est� siendo implementada por el Banco Mundial y que
proveer� m�s informaci�n sobre los impactos del cambio clim�tico en la hidrolog�a del
Per� es "Regional Andes: Implementation of Adaptation Options to Rapid Glacier
Retreat in the Tropical Andes Project."
47. Dada la incertidumbre que rodea al impacto del cambio clim�tico en los patrones
de las precipitaciones pluviales, el resto de la presente secci�n se focaliza en el proceso
de recesi�n de los glaciares. Las mediciones en la mayor�a de los glaciares del pa�s
revelan que los mismos se han retirado notablemente durante las dos �ltimas d�cadas,
reduciendo as� la capacidad natural de almacenaje que proveen y que algunas centrales
hidroel�ctricas utilizan para aumentar su producci�n de energ�a durante la estaci�n seca.
Sujeto al conocimiento a�n limitado sobre la funci�n de los glaciares como
almacenamientos naturales, y la incipiente investigaci�n sobre este tema, el equipo
explor� la naturaleza del problema a fin de tener una mejor comprensi�n de su impacto
en la generaci�n hidroel�ctrica actual y futura en Per�. Las conclusiones preliminares
son las siguientes:
� La p�rdida gradual de los glaciares tendr� un impacto considerable en aquellas
centrales o proyectos hidroel�ctricos donde los glaciares tienen una funci�n
18 El Simulador de la Tierra es una super computadora. El c�digo para la ejecuci�n del modelo por parte
del Simulador de la Tierra fue desarrollado en forma conjunta por el Centro para la Investigaci�n del
Sistema Clim�tico (CCSR) de la Universidad de Tokio y el Instituto Nacional para las Ciencias
Ambientales (NIES) de Jap�n. La version particular del CCSR/NIES AGCM se ha utilizado para varios
modelos internacionales, incluyendo las proyecciones futuras para el Panel Intergubernamental de Cambio
Clim�tico (IPCC, SRES) y el Proyecto Modelo Atmosf�rico de la Intercomparaci�n (AMIP).
19
The CCSM-2 released in 2002 simulates climate by dividing the world's water and land surface into
rectangular grid points that extent upward into the atmosphere in 26 vertical layers. Its resolution varies
from 2.8 degrees for oceans and sea ice, to 1 degree which corresponds to approximately 100km resolution.
www.ucar.edu/communications/CCSM/index.html
19
dominante en el ciclo hidrol�gico. El problema es irrelevante cuando no existen
glaciares en la cuenca hidrogr�fica y es menos relevante cuando tienen un rol
menor, por ejemplo menos del 5 por ciento del �rea de la cuenca.
� Solamente 2 de los 10 proyectos evaluados en la muestra tienen un �rea de glaciar
que supera el 5 por ciento de la cuenca hidrogr�fica. Asimismo, solamente
307 MW (Ca�on del Pato � 264 MW y Cahua � 43 MW) de los 2,826 MW
existentes de capacidad instalada en Per�, es decir alrededor del 11 por ciento, se
alimentan de las cuencas hidrogr�ficas donde los glaciares hacen un aporte
significativo. Otras centrales hidroel�ctricas, tales como Huinco (258 MW) y
Callahuanca (85 MW), se alimentaban de los glaciares que ya se han perdido (o
casi perdido). As� mismo, en unos pocos casos la capacidad de almacenamiento
perdida de los glaciares ha sido reemplazada por peque�os reservorios ubicados
en las cuencas altas (por ej., cuenca Santa Eulalia).
� El impacto estar�a limitado a la estaci�n seca, puesto que todas las centrales
hidroel�ctricas �existentes y planeadas- tienen o tendr�n un exceso de agua
durante la estaci�n lluviosa. Adem�s, este impacto ser�a principalmente en la
producci�n de energ�a, y no en la capacidad garantizada por la central
hidroel�ctrica, dado que la mayor�a de las centrales tienen, o est�n dise�adas con,
instalaciones de regulaci�n diaria que generalmente les permitir�an continuar
operando en los niveles picos durante la estaci�n seca, a�n bajo condiciones de
flujo de agua reducidos, disminuyendo de esta forma el impacto econ�mico. De
hecho, puesto que los ingresos de una central hidroel�ctrica provienen de: (a) la
energ�a que vende; y (b) la efectiva capacidad que ofrece al sistema, una central
t�pica se ver�a afectada solamente en sus ventas de energ�a durante la estaci�n
seca. Desde este punto de vista, se podr�a argumentar que otros usos, tales como
el suministro de agua para uso urbano o riego, ser�an m�s vulnerables al impacto
de la p�rdida de los glaciares.
� La principal �rea afectada por el derretimiento de los glaciares ser�a la cuenca del
R�o Santa, que se alimenta de la Cordillera Blanca, la cadena de monta�as m�s
larga del pa�s y una regi�n tur�stica conocida por su belleza esc�nica y las
actividades de recreaci�n al aire libre. Parece haber evidencia de que algunos
tributarios de esta cuenca del r�o ya est�n mostrando el impacto del proceso de
derretimiento de los glaciares, reduciendo su escurrimiento durante la estaci�n
seca en un 20-25 por ciento.20
� Sin embargo, una revisi�n de los datos hidrol�gicos de 40 a�os para los diez
proyectos evaluados en este estudio, no muestra una clara tendencia en cuanto a
los cambios en los flujos de los r�os. Dos proyectos revelan una reducci�n
estad�stica significativa en los flujos de la estaci�n seca (Quitaracsa y Santa Rita,
20
En el R�o Quitaracsa, un caso en el cual aparentemente los glaciares a baja altura ya se han perdido, la
producci�n potencial de energ�a durante la estaci�n seca (mayo a diciembre) se habr�a reducido en un 21%
durante los �ltimos 6 a�os. Este valor se utiliza como referencia para el an�lisis de sensibilidad que se
presenta en el cap�tulo econ�mico del presente informe.
20
ambos en la cuenca del R�o Santa), mientras que un proyecto muestra un
incremento en estos flujos (Huanza, en la cuenca del r�o Santa Eulalia).
� Los desarrolladores de proyectos est�n planificando medidas de mitigaci�n para
compensar este impacto cuando el mismo sea relevante. La principal soluci�n
que se est� analizando es la construcci�n gradual de reservorios peque�os en las
cuencas altas para compensar la p�rdida de la capacidad de almacenaje. Estas
represas peque�as tambi�n beneficiar�n a otros usuarios ubicados aguas abajo �
por ejemplo, suministro de agua para riego. Algunos desarrolladores proponen
que, puesto que este es un problema multisectorial, el Estado debiera intervenir en
su planificaci�n y, cuando est� justificado, en la participaci�n de los costos de
inversi�n.
� En la mayor�a de las cuencas con glaciares, es habitual encontrar condiciones
morfol�gicas favorables para la construcci�n de peque�as represas, porque la
recesi�n de los glaciares ha dejado tramos del r�o relativamente angostos en los
que las morrenas21 ya est�n actuando como represas naturales (en muchos casos
hay lagunas).
� Las estimaciones preliminares de costos sugieren que la inversi�n adicional en
represas peque�as para compensar el anterior almacenamiento que prove�an los
glaciares, incrementar�an el costo promedio de la producci�n de energ�a de una
central hidroel�ctrica en un 3 al 4 por ciento.22
48. En resumen, la recesi�n de los glaciares es un hecho que exige mayor
investigaci�n, particularmente para comprender el aporte de los glaciares como
reservorios naturales y la naturaleza del actual proceso de derretimiento. Su impacto en la
generaci�n hidroel�ctrica est� limitado a los sitios existentes y futuros en los que los
glaciares juegan un papel significativo en la hidrolog�a de la cuenca. En los casos
relevantes, las estimaciones preliminares sugieren que este impacto representar�a una
p�rdida de energ�a en el orden del 20 por ciento durante la estaci�n seca. Se han
identificado dos medidas importantes de adaptaci�n: (a) la construcci�n de peque�as
represas en las cuencas superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural
perdido; y (b) compensar las p�rdidas de energ�a mediante compras de energ�a en el
mercado spot, muy probablemente energ�a de origen termoel�ctrico. Si bien la primera
21
Una morrena es una acumulaci�n de tierra y piedras arrastradas y depositadas por un glaciar.
22
Para un proyecto que estar�a perdiendo alrededor del 20 por ciento de su energ�a durante la estaci�n seca.
Se estima que los costos de capital de las represas a gran altura en sitios favorables, oscilar�an entre US$1
mill�n a US$ 5 millones, para reservorios que est�n en el rango de 5 a 20 millones de metros c�bicos. En el
caso del tributario Quitaracsa, para restaurar la eventual p�rdida de 2 m3/segundo durante la estaci�n seca
(equivalente entre 16 y 17 GWh), se necesitar�a un almacenamiento adicional de aproximadamente 35
Mm3, que tendr�a un costo aproximado de US$8 millones. Esto resultar�a en un costo de 4.9 US$
centavos/kWh para la energ�a recuperada. Esta cifra debe compararse con el costo de la soluci�n
alternativa: comprar energ�a en el mercado spot. A modo de referencia, el costo de producci�n de una
central hidroel�ctrica de ciclo combinado a gas ser�a de 5.3 US$ centavos/kWh (para una central que opera
a un factor de planta del 75 por ciento y con un precio del petr�leo de 75US$/bbl).
21
medida beneficiar�a a todos los usuarios de agua ubicados corriente abajo, la segunda
medida ser�a una soluci�n exclusiva para el sector energ�tico.
49. En general, la informaci�n actual aunque limitada sobre el impacto de los
distintos aspectos del cambio clim�tico (impacto en los patrones de precipitaci�n pluvial,
recesi�n de los glaciares, etc.), sugiere que el futuro desarrollo hidroel�ctrico en Per�
debe tener en cuenta lo siguiente: (a) la necesidad de controlar en forma continua el
avance que se realice en esta �rea; (b) la necesidad de un incremento continuo en la
capacidad de almacenaje para compensar la p�rdida de los glaciares, la mayor frecuencia
del fen�meno de la corriente de El Ni�o y una hidrolog�a posiblemente m�s seca en el sur
del pa�s, y (c) un enfoque estrat�gico con respecto al desarrollo hidroel�ctrico teniendo en
cuenta las probables diferencias regionales del impacto del cambio clim�tico.
2.3 Cuestiones Sociales y Ambientales
50. La legislaci�n peruana exige la preparaci�n de un Estudio de Impacto Ambiental
(EIS) para todas las centrales el�ctricas que tengan una capacidad instalada superior a los
20 MW. El EIS debe ser aprobado por el MEM y la Direcci�n General de Asuntos
Ambientales Energ�ticos, DGAAE, y en el mismo se deben identificar y evaluar todos
los impactos ambientales directos e indirectos posibles, incluyendo los de tipo biol�gico,
f�sico, cultural y socioecon�mico. Adem�s, debe incluir los Planes de Manejo Ambiental
o PMA, que deben apuntar a minimizar, evitar y/o compensar esos efectos negativos,
incluyendo las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales. Los impactos
sociales relacionados con las centrales el�ctricas se consideran a trav�s del proceso del
EIS puesto que no hay procedimientos por separado para tratar las cuestiones sociales.
La pr�ctica del EIS comenz� a aplicarse a mediados de la d�cada de 1990 y desde
entonces el pa�s ha ido construyendo en forma gradual la capacidad para cumplir con este
requerimiento.
51. El equipo revis� los archivos ambientales del MEM de todos los proyectos que
ten�an concesiones definitivas. Los impactos m�s comunes encontrados fueron los
siguientes:
� Cambios en los flujos del r�o debido a la derivaci�n del agua en la zona del
proyecto y/o el funcionamiento de una represa.
� Contaminaci�n durante la etapa de construcci�n (calidad del suelo, agua y aire, y
ruido).
� Impacto en la fauna acu�tica por los cambios en los patrones de flujo.
� Desplazamiento de las especies salvajes.
� Reasentamiento de comunidades y poblaci�n nativa.
� Impacto en las �reas verdes.
� Impacto en el empleo en las �reas de los proyectos.
52. Si bien generalmente se cree que las t�picas centrales hidroel�ctricas peruanas, de
alta ca�da y de paso, son proyectos de bajo impacto, no siempre es as�. Hay una serie de
cuestiones t�cnicas e institucionales que merecen una mayor atenci�n para garantizar un
22
desarrollo hidroel�ctrico sustentable en el pa�s. La revisi�n de los EIS revel� un conjunto
de debilidades tanto en cuestiones sustanciales como de proceso. Algunas de ellas son
las siguientes:
� La experiencia del equipo fue que es dif�cil el acceso a la informaci�n. Los
archivos del proyecto no est�n estandardizados, tienden a estar desorganizados y a
menudo incompletos. Esto impide la capacidad de monitoreo de parte de los
organismos p�blicos as� tambi�n como el proceso de consulta/divulgaci�n p�blica
de la informaci�n.
� La calidad muy diversa de los EIS indica que los t�rminos de referencia que se
est�n utilizando no establecen requerimientos est�ndares m�nimos para los
estudios.
� La evaluaci�n del impacto social, especialmente en lo que hace a las comunidades
locales, es por lo general muy d�bil. Tiende a ser una descripci�n vaga y general.
A menudo, las poblaciones afectadas no est�n adecuadamente identificadas ni
cuantificadas, y los sistemas actuales y futuros de subsistencia no est�n bien
evaluados.
� Si bien existen lineamientos para garantizar la participaci�n de las comunidades
afectadas,23 se alega que raras veces esto se hace de manera satisfactoria.
� Las deficiencias t�cnicas comunes de los EIS son: (a) v�ncluos d�biles entre la
informaci�n ambiental b�sica y el impacto espec�fico de los proyectos, las �reas
de influencia no est�n delimitadas; (b) falta de mapas adecuados; (c) no hay
an�lisis interdisciplinario e integrado; (d) an�lisis poco s�lido sobre el impacto
biol�gico; (e) ausencia de programas de rescate para los valores culturales; (f)
enfoques errados para la estimaci�n de los flujos ecol�gicos que resultan en
valores muy bajos; y (g) subestimaci�n de los recursos necesarios para adecuar
los planes de mitigaci�n.
� La capacidad del MEM para supervisar y evaluar los estudios, y controlar las
actividades de seguimiento se ve obstaculizada por las limitaciones de personal y
los recursos presupuestarios.
53. Teniendo en cuenta la naturaleza relativamente favorable de la mayor�a de los
proyectos que se encuentran en preparaci�n, se puede argumentar que las deficiencias
actuales no representan una seria limitaci�n al desarrollo de proyectos hidroel�ctricos en
Per�. Sin embargo, han ocurrido protestas sociales relacionadas con algunos proyectos
durante los �ltimos meses, sugiriendo que el proceso del EIS no est� dando los resultados
deseables. Recomendaciones para mejorar este proceso se presentan en el Cap�tulo 5
(par. 204).
54. El inter�s del Gobierno en proyectos hidroel�ctricos de mayor escala �tal como el
desarrollo de una serie de proyectos de gran escala en las cuencas orientales/Amazonas
destinados a exportar electricidad a Brasil- hace que sea imprescindible fortalecer la
calidad de los estudios ambientales, as� tambi�n como el proceso de consulta, y el
23
Reglamento de Participaci�n Ciudadana para la Realizaci�n de Actividades Energ�ticas R.M 535-2004-
MEM-DM.
23
monitoreo y aprobaci�n de dichos estudios a fin de asegurar un equilibrio adecuado y
sostenible entre los objetivos econ�micos, sociales y de protecci�n ambiental del pa�s.
La experiencia del Proyecto Hidroel�ctrico Nam Theun 2, una central de 1,200 MW que
se est� construyendo en la Rep�blica Popular Democr�tica de Laos, podr�a servir como
referencia de una firme administraci�n de un proyecto hidroel�ctrico de exportaci�n
altamente complejo, incluyendo una serie de medidas innovadoras para administrar una
variedad de riesgos del proyecto (ver Recuadro 2.1).
55. La preparaci�n y desarrollo de proyectos hidroel�ctricos de envergadura en la
parte oriental del pa�s, para exportar energ�a o para el mercado interno, debiera tener en
cuenta lo siguiente:
� Reconocimiento de la escala y complejidad de su componente social y ambiental
y las debilidades actuales del pa�s en tratarlo.
� Teniendo en cuenta que los proyectos de inter�s provienen del antiguo inventario
hidroel�ctrico preparado en 1979 �es decir, un estudio que se realiz� aplicando la
pr�ctica imperante en la d�cada de 1970 y, en consecuencia, muy d�bil en lo
referente a su evaluaci�n de las asuntos sociales y ambientales- ser�a �til que el
MEM llevara a cabo una revisi�n a fin de eliminar, en una primera etapa, aquellos
proyectos que, por la complejidad y escala de su impacto social y ambiental, sean
inaceptables conforme a los est�ndares vigentes en la actualidad.
� Un compromiso expl�cito de los pa�ses involucrados en desarrollar los proyectos
de acuerdo a est�ndares internacionales s�lidos y probados para las salvaguardas
ambientales y sociales, incluyendo aqu�llas relacionadas con la poblaci�n
ind�gena y las comunidades locales. Dicho compromiso debiera incorporarse en
un acuerdo formal intergubernamental de energ�a que debiera ser firmado por los
pa�ses participantes, as� tambi�n como en los contratos de concesi�n entre el
Gobierno de Per� y cada uno de los desarrolladores de proyecto. Los est�ndares
deben contemplar en particular los siguientes aspectos: evaluaciones ambientales,
h�bitats naturales, protecci�n de bosques, patrimonio cultural, poblaci�n ind�gena,
reasentamiento involuntario, seguridad de las represas y cuestiones relacionadas
con el uso de las aguas internacionales.
� Un marco adecuado para el monitoreo y evaluaci�n en las fases de preparaci�n,
construcci�n y operaci�n de cada uno de los proyectos. Este marco debe incluir
entes internos y externos/independientes. La participaci�n de los paneles de
expertos con especialistas de renombre internacional debe ser fundamental para
tratar las complejas cuestiones sociales y ambientales, as� tambi�n como la
seguridad de las represas y otros temas de ingenier�a de manera exhaustiva y
objetiva. Idealmente, las funciones (y poderes) de estos grupos de supervisi�n
debiera estipularse en los contratos de concesi�n y en el acuerdo
intergubernamental.
� Se debe realizar una consulta continua y abierta con las partes interesadas,
adaptada a las necesidades sociales e institucionales de cada proyecto, durante
toda la vida de los proyectos. Dicho proceso de consulta ser�a fundamental para
la evaluaci�n objetiva de los impactos sociales y ambientales, el dise�o de los
24
planes de manejo ambiental, mitigaci�n y reasentamiento, as� como para el dise�o
e implementaci�n de un mecanismo de reclamos.
� Provisi�n de un presupuesto adecuado para cubrir todos los costos de mitigaci�n
ambiental y social que son razonablemente predecibles, incluyendo un acuerdo
(incorporado en el contrato de concesi�n de cada uno de los proyectos) para
financiar, con los ingresos del proyecto, los programas de manejo ambiental
relacionados con la cuenca del r�o, incluyendo programas de protecci�n de la
cuenca hidrogr�fica.
� Los contratos de concesi�n deben estipular tambi�n los mecanismos financieros
para tratar los impactos no anticipados del proyecto, estableciendo las
obligaciones del desarrollador del proyecto a fin de asegurar dichos mecanismos
(por ejemplo, bonos, cartas de cr�dito).
� Un s�lido marco institucional de parte del gobierno y del desarrollador del
proyecto para tratar todas las cuestiones de administraci�n del proyecto.
� Un plan para fortalecer la red hidrom�trica del pa�s, dise�ada e implementada en
coordinaci�n con los distintos proyectos, teniendo en cuenta que la red es m�s
d�bil en las cuencas de los r�os orientales.
2.4 Informaci�n Hidrometeorol�gica
56. El s�lido dise�o y evaluaci�n econ�mica de un proyecto hidroel�ctrico descansa
enormemente en la cantidad y calidad de la informaci�n b�sica, especialmente de los
datos hidrol�gicos. De lo contrario, la cantidad de energ�a que ofrece un proyecto no
podr�a ser estimado con un grado adecuado de certeza y los riesgos (t�cnicos y
econ�micos) ser�an inaceptables. As� mismo, los requerimientos para un dise�o y
construcci�n firmes de un proyecto exigen informaci�n apropiada sobre eventos
extremos, es decir, inundaciones y precipitaci�n pluvial. Para dicho fin, es deseable
contar con registros hist�ricos de los flujos de r�o en el lugar del proyecto, de por lo
menos cinco a�os (idealmente diez a�os) �y mantener estaciones y registros continuos
tanto como sea posible- complementados con datos hidrom�tricos de cuencas adyacentes
e informaci�n meteorol�gica de la regi�n.
57. Una conclusi�n importante del informe del Banco Mundial sobre Proyectos de
Generaci�n Hidroel�ctrica de Peque�a Escala24 fue que existe la necesidad de fortalecer
la red hidrometeorol�gica del pa�s y el servicio que presta el SENAMHI al suministrar
dicha informaci�n. Durante los �ltimos 25 a�os, la red ha sufrido una considerable
reducci�n en su tama�o y calidad, reduci�ndose de las aproximadamente 2,000 estaciones
hidrometeorol�gicas que exist�an a comienzos de la d�cada de 1980 a las 780 estaciones
actualmente operadas por el SENAMHI (de las cuales s�lo 176 miden los caudales de los
r�os). La principal raz�n de esta reducci�n fueron las presiones pasadas del terrorismo,
los desastres naturales (inundaciones, etc.) y las restricciones presupuestarias.
24
Banco Mundial, "Peru-Institutional and Financial Framework for Development of Small Hydropower",
de pr�xima publicaci�n (b).
25
58. Otro aspecto principal del problema de informaci�n hidrometeorol�gica en Per�
es la creciente fragmentaci�n de las actividades de recolecci�n de datos, en particular
desde la desregulaci�n del sector el�ctrico. Muchas m�s son las estaciones
hidrometeorol�gicas que est�n siendo instaladas y operadas por empresas de electricidad
privadas, empresas mineras y desarrolladores, adem�s de las que son operadas por otras
agencias gubernamentales.25 En virtud de lo que estipula la ley, el permiso para instalar
y operar esas estaciones se debe solicitar al Gobierno y, tambi�n, la informaci�n
recolectada debe estar a disposici�n del Gobierno. Sin embargo, en la pr�ctica esto raras
veces ocurre. Un centro de documentaci�n para todos los datos hidrometeorol�gicos
ser�a de enorme ayuda para quien tiene a su cargo el dise�o de un proyecto hidroel�ctrico.
59. Debido a las restricciones presupuestarias sobre personal, equipos (hardware) y
programas (software) de computaci�n para recolectar y procesar la informaci�n
guardada, la obtenci�n y utilizaci�n de los datos que provee el SENAMHI, pone de
manifiesto numerosas deficiencias: excesivo tiempo requerido para obtener los datos,
observaciones recientes no disponibles, y ausencia de informaci�n sobre c�mo se
obtuvieron los datos (en el caso de los datos de flujo, por ejemplo, la cantidad y
frecuencia de las mediciones realizadas para derivar las curvas de clasificaci�n y el rango
de los niveles de agua y de descarga cubiertos) a fin de poder evaluar la confiabilidad y
precisi�n de la informaci�n.
60. Si bien la falta de una red hidrom�trica adecuada es un problema que afecta a todo
el pa�s, los proyectos est�n siendo dise�ados de manera satisfactoria en regiones donde la
informaci�n est� disponible, complementada con los datos obtenidos a trav�s de las
estaciones instaladas por los desarrolladores de proyectos a su propio costo. La situaci�n
es m�s cr�tica en las cuencas orientales, donde existen planes para llevar a cabo
desarrollos de gran escala y la informaci�n es extremadamente limitada. Se ha informado
que Electroper� instal� una serie de estaciones en esta �rea a comienzos de la d�cada de
1980, pero las mismas fueron desactivadas despu�s de unos pocos a�os de
funcionamiento. Teniendo en cuenta la magnitud de las inversiones planificadas, en el
orden de los US$10.000 millones o m�s, los riesgos relacionados con la d�bil
disponibilidad de la informaci�n b�sica son enormes.
61. Los desarrolladores de proyectos hidroel�ctricos (y el operador nacional del
sistema energ�tico, COES) forman un solo grupo de usuarios de la informaci�n
hidrometeorol�gica. Otros grupos que utilizan dicha informaci�n son las organizaciones
que participan en: (a) el riego y otras formas de agricultura, (b) el suministro de agua
potable e industrial a las municipalidades y �reas rurales, (c) la eliminaci�n de las aguas
residuales y la contaminaci�n ambiental, (d) las operaciones mineras, y (v) la protecci�n
del medio ambiente y conservaci�n de la naturaleza.
25
Por otra parte, otros organismos nacionales y locales tales como el Instituto Nacional de Recursos
Naturales (INRENA), el Instituto Nacional de Desarrollo (INADE), y las oficinas regionales del Ministerio
de Agricultura, y otros organismos dentro de �ste ultimo Ministerio, contin�an operando estaciones y
compilando datos que no se guardan en ninguna estaci�n central.
26
62. Dentro del contexto del crecimiento econ�mico continuo del pa�s se puede
considerar, por lo tanto, que es ahora el momento apropiado para realizar una
reorganizaci�n radical de la situaci�n respecto de la medici�n, recolecci�n y divulgaci�n
de la informaci�n hidrometeorol�gica.
63. Esa reorganizaci�n comprender�a:
� Una evaluaci�n de los desaf�os y necesidades, teniendo en cuenta los
requerimientos del desarrollo en gran escala de los proyectos hidroel�ctricos en el
pa�s y a todos los otros usuarios de agua.
� Revisi�n exhaustiva de las responsabilidades del SENAMHI como centro de
documentaci�n de datos, y posiblemente de otros organismos gubernamentales.
En este sentido, el Proyecto Hidrol�gico de India con apoyo del Banco Mundial26
podr�a servir de ejemplo de c�mo se puede crear y operar en forma sostenible un
Sistema de Informaci�n Hidrol�gica para el uso de todos los usuarios
involucrados en la planificaci�n y administraci�n de los recursos h�dricos, tanto
p�blicos como privados.
� Modificaciones en la legislaci�n (o implementaci�n de las leyes actuales) respecto
de la propiedad de las observaciones hidrometeorol�gicas por parte de
organizaciones privadas, con el prop�sito de asegurar que los datos est�n
disponibles para el p�blico una vez que dejen de ser de naturaleza confidencial.
64. Un conjunto de recomendaciones t�cnicas para fortalecer la red
hidrometeorol�gica se presenta en el Anexo 2.
2.5 Conclusiones de la Evaluaci�n T�cnica
65. La evaluaci�n t�cnica de la muestra de proyectos indica que existe un n�mero
importante de proyectos hidroel�ctricos con concesiones definitivas que son t�cnicamente
s�lidos y cuya construcci�n podr�a comenzar en el corto plazo. La preparaci�n de estos
proyectos ha sido posible mediante la disponibilidad de buena informaci�n b�sica y de la
capacidad t�cnica nacional. La mayor�a de los proyectos en preparaci�n son del tipo de
pasada, siguiendo la tradicional tecnolog�a peruana, es decir, centrales de escala mediana
con ca�das altas, estructuras subterr�neas y peque�as presas de derivaci�n que a menudo
tienden a tener un impacto ambiental limitado. Desde el punto de vista t�cnico, estos
proyectos, que podr�an sumar m�s de 1,000 MW, podr�an ponerse en operaci�n en o
alrededor del per�odo 2012-2014. Estos proyectos, sumados a otros proyectos de
caracter�sticas similares que se encuentran en una etapa m�s temprana de preparaci�n,
constituyen una de las principales opciones disponibles para que el pa�s desarrolle una
econom�a con bajo nivel de carbono. Hay tambi�n un conjunto de proyectos
hidroel�ctricos con concesiones temporales (que sumar�an 4,300 MW adicionales) los
cuales, si demuestran ser t�cnica y econ�micamente s�lidos, podr�an hacer un aporte
significativo para satisfacer la demanda el�ctrica del pa�s a partir del a�o 2015 en
adelante.
26
"Hidrology Project Phase II," Documento de Evaluaci�n del Proyecto (PAD No. 28140-N) con un
pr�stamo propuesto al Gobierno de India, Banco Mundial, julio 19, 2004.
27
66. El eventual desarrollo de proyectos de mayor envergadura en la cuenca oriental
del Amazonas plantea un desaf�o ambiental y social sin precedentes que est� asociado a
su gran escala, la fragilidad de los ecosistemas y la vulnerabilidad de las personas que se
ver�an afectadas. La informaci�n hidrol�gica limitada es una restricci�n as� como lo es
un entorno institucional d�bil. Un desarrollo sostenible a gran escala del potencial de las
cuencas orientales, demandar� un cuidadoso enfoque que debe incluir una mejora en la
disponibilidad de informaci�n b�sica, y un marco m�s firme para tratar las complejas
cuestiones sociales y ambientales y garantizar un proceso de consulta abierto y leg�timo.
El fracaso de estas acciones podr�a tener efectos catastr�ficos e impedir el desarrollo de
este valioso recurso. Per� se podr�a beneficiar con la experiencia de otros pa�ses (por
ejemplo, el proyecto Nam Theun 2 en la Rep�blica Democr�tica Popular de Laos) en la
administraci�n exhaustiva y transparente de los riesgos que tienen origen en los proyectos
hidroel�ctricos de gran escala.
67. Existe gran incertidumbre sobre el posible impacto del cambio clim�tico en los
patrones clim�ticos de Per� y su ciclo hidrol�gico. Si bien hay mediciones tangibles de
este impacto en los glaciares en recesi�n, la comunidad cient�fica a�n tiene que
comprender mejor lo que parece ser el principal efecto: el impacto en los patrones de
precipitaci�n pluvial. As� mismo, es importante recalcar que el per�odo de inter�s para
las decisiones de inversi�n relativas a los proyectos hidroel�ctricos (que est� limitado a
30 � 40 a�os, es decir la vida econ�mica de un proyecto nuevo), podr�a diferir del
horizonte a m�s largo plazo del proceso del cambio clim�tico. La recesi�n de los
glaciares es un evento que requiere mayor investigaci�n para comprender mejor el aporte
de los glaciares como reservorios naturales y la naturaleza del actual proceso de
derretimiento. Una evaluaci�n preliminar de su impacto en la producci�n hidroel�ctrica
de energ�a sugiere que el mismo podr�a ser limitado, dado el reducido n�mero de
proyectos que se alimentan significativamente de los glaciares. Se han identificado dos
medidas de adaptaci�n: (a) la construcci�n de peque�as represas en las cuencas
superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural perdido; y (b) compensar las
p�rdidas de energ�a mediante la compras de energ�a en el mercado spot, muy
probablemente energ�a de origen t�rmico.
68. Los intereses del Gobierno en el desarrollo en mayor escala de los proyectos
hidroel�ctricos hace que sea esencial fortalecer la calidad de los Estudios de Impacto
Ambiental y los procesos de consulta y obtenci�n de permisos, a fin de asegurar un
adecuado equilibrio entre los objetivos econ�micos, sociales y de protecci�n ambiental
del pa�s.
69. Teniendo en cuenta el potencial de la generaci�n hidroel�ctrica en el pa�s, los
intereses de grupos p�blicos y privados en el desarrollo de este potencial para satisfacer
la demanda de energ�a de una econom�a en r�pido crecimiento y la falta de una red
hidrom�trica apropiada, es fundamental proceder a una reorganizaci�n radical de dicha
red. Esta tarea debe incluir medidas relacionadas con la medici�n, recolecci�n y
divulgaci�n de la informaci�n hidrometeorol�gica.
28
Recuadro 2.1 El Proyecto Nam Theun 2 en la RDP de Laos
El Proyecto Hidroel�ctrico Nam Theun 2: Lecciones de un nuevo enfoque comercial
Antecedentes: La RDP de Laos es un pa�s peque�o sin salida al mar ubicado en el centro de la din�mica regi�n del
Mekong. Para vencer la pobreza, el pa�s necesita crecer y el Gobierno de Laos (GoL) se ha embarcado en una
estrategia de reducci�n de la pobreza. El Proyecto Nam Theun (NT2) de US$1.450 millones complementa este
esfuerzo. El proyecto refuerza el programa de reforma del GoL y ayuda a mantener el camino del desarrollo
elevando los ingresos mediante exportaciones hidroel�ctricas a Tailandia, ambiental y socialmente sostenibles, que
se aplicar�n para financiar programas de reducci�n de pobreza.
El Banco adopt� un nuevo Enfoque Comercial en el Proyecto NT2. La meta no era solamente conseguir que este
proyecto de envergadura estuviera listo para el pa�s, si no hacer que el pa�s estuviera preparado para el proyecto. Por
lo tanto, su preparaci�n incluy� una amplia estrategia de identificaci�n y mitigaci�n del riesgo. Se fortalecieron las
caracter�sticas t�cnicas del proyecto, se activaron las 10 pol�ticas de salvaguardas del Banco, y se fortaleci� el
proceso de consultas y comunicaciones para cumplir con las demandas de un entorno desafiante. La preparaci�n del
NT2 se focaliz� en un Marco de Decisiones que se basaba en tres pilares:
a) la implementaci�n de parte del GoL de una estrategia y programa de desarrollo caracterizados por la acci�n
concreta sobre la reducci�n de la pobreza y la protecci�n del medio ambiente;
b) que el desarrollador y el GoL aseguraran que los aspectos t�cnicos y econ�micos del proyecto, y la
implementaci�n de las pol�ticas de salvaguarda, cumplieran con normas internacionalmente aceptables;
c) que el gobierno obtuviera amplio apoyo de los donantes internacionales y de la sociedad civil.
A medida que se lanzaba el nuevo enfoque, se intensificaron los grupos de supervisi�n. Los grupos de supervisi�n
integrados por expertos independientes desempe�aron un rol activo; estos grupos incluyeron al Grupo Internacional
de Asesoramiento, que reportaba al Presidente del BM, as� como el Panel Ambiental y Social de Expertos y el Panel
de Revisi�n de la Seguridad de la Represa que asesoraba al GoL.
El apoyo del Grupo del Banco Mundial al NT2 est� compuesto por tres componentes:
a) una central hidroel�ctrica con una capacidad instalada de 1,070 MW que suministra energ�a para exportar a
Tailandia, y 75 MW adicionales para uso interno;
b) administraci�n del impacto ambiental y social del proyecto en la meseta de Nakai, en la cuenca hidrogr�fica y
en las �reas aguas abajo de los r�os Nam Theun y Xe Bang Fai; y
c) planes de control y evaluaci�n destinados a cumplir con firmes pr�cticas de ingenier�a, responsabilidades
fiduciarias, y los requerimientos de supervisi�n de las instituciones financieras en debida forma.
La preparaci�n del proyecto NT2 condujo a varios resultados aconsejables, incluyendo:
� fortalecimiento de la administraci�n de los impactos ambientales y sociales (las 10 pol�ticas de salvaguarda del
Banco fueron desencadenadas por el proyecto NT2), un aspecto que ha asediado a numerosos proyectos
hidroel�ctricos, a trav�s de caracter�sticas de dise�o mejoradas relacionadas con la mitigaci�n del riesgo,
financiamiento, participaci�n, control y evaluaci�n;
� creando un compromiso constructivo entre el gobierno, los socios regionales, las poblaciones locales y otras
partes interesadas clave, incluyendo el sector privado y la sociedad civil, construyendo propiedad, calidad,
participaci�n y consenso, y logrando un alto grado de transparencia y divulgaci�n; y
� formulando una manera aceptable en la que las rentas del recurso natural se pod�an extraer y aplicar en forma
transparente a la reducci�n de la pobreza, por ende evitando la "maldici�n del recurso natural".
El nuevo enfoque comercial ha desatado cambios fundamentales en la RDP de Laos. Las poblaciones locales
ahora tienen voz en el dise�o de los proyectos y los funcionarios de Laos est�n ahora bien posicionados para
negociar otros negocios, incluyendo varios proyectos hidroel�ctricos regionales nuevos. La experiencia del proyecto
NT2 ha hecho que el pa�s sea m�s competitivo, m�s atractivo y m�s transparente.
29
3. FUNDAMENTO ECON�MICO DEL DESARROLLO
HIDROEL�CTRICO: AN�LISIS ECON�MICO
70. Como parte de la evaluaci�n del potencial rol de la energ�a hidroel�ctrica en Per�,
es fundamental demostrar que los proyectos hidroel�ctricos constituyen una de las
opciones de menor costo para la generaci�n el�ctrica, sobre una base econ�mica. Esto se
analizar� en este cap�tulo llevando a cabo el an�lisis costo-beneficio del mismo conjunto
de proyectos que se analizaron desde el punto de vista t�cnico en el Cap�tulo 2. En el
presente cap�tulo, el an�lisis costo-beneficio se desarrollar� desde el punto de vista del
pa�s en su conjunto, sin tener en cuenta alternativas de financiamiento e impuestos (el
an�lisis desde un punto de vista financiero, que incluye las opciones de financiamiento,
se desarrollar� en el Cap�tulo 4.).
71. Cuando se analiza la viabilidad econ�mica de los proyectos hidroel�ctricos es
esencial tener en cuenta las distorsiones introducidas por el precio muy bajo del gas
natural para uso dom�stico, incluyendo la generaci�n de energ�a. El precio del gas
natural, uno de los m�s bajo del mundo, fue aplicado por el Gobierno de Per� con el
prop�sito de promover el uso del gas natural disponible ante el desarrollo del yacimiento
Camisea en el pa�s. Por su bajo precio, el gas natural se convirti� en el combustible
preferido para la generaci�n el�ctrica durante los �ltimos diez a�os. No obstante, en el
an�lisis econ�mico de la generaci�n hidroel�ctrica, ser� necesario tener en cuenta el valor
econ�mico del gas.
3.1 Metodolog�a
72. El an�lisis econ�mico de los proyectos hidroel�ctricos descansa en las
estimaciones de los costos de capital revisados en la evaluaci�n t�cnica de los proyectos,
en las estimaciones de los costos de operaci�n, y en la propuesta de que los beneficios
est�n definidos por los costos evitados en centrales a gas. Se supone que ante la ausencia
del proyecto hidroel�ctrico, la energ�a y capacidad equivalentes ser�an provistas por una
combinaci�n de proyectos con centrales de ciclo abierto y de ciclo combinado a gas.
73. En la actualidad, la combinaci�n de proyectos de ciclo abierto y ciclo combinado
a gas en Per� est� distorsionada por el precio muy bajo del gas, lo que resulta en una
proporci�n mucho mayor de proyectos de ciclo abierto que lo que ser�a el caso a precios
del gas m�s realistas. El precio bajo del gas tambi�n resulta en un uso poco econ�mico
del gas natural, dado el bajo nivel de eficiencia de las turbinas de combusti�n de ciclo
abierto (OCCT), y la capacidad adicional no aprovechada que se podr�a alcanzar al cerrar
el ciclo t�rmico a trav�s de turbinas de combusti�n de ciclo combinado (CCGT).
74. En un sistema t�rmico de energ�a bien dise�ado, las OCCT no funcionar�an m�s
de 2-4 horas por d�a, y las CCGT proveer�an el resto. La combinaci�n de las capacidades
de las OCCT y CCGT, equivalente a la capacidad firme de un proyecto hidroel�ctrico,
puede ser derivada, y se utiliza para calcular el beneficio de capacidad evitado (el costo
de capacidad promedio ponderado), y el beneficio de energ�a equivalente evitado (costo
variable promedio ponderado de generaci�n) de un proyecto hidroel�ctrico. Los
30
supuestos para el c�lculo de un costo evitado para una central hidroel�ctrica t�pica se
detallan en el Anexo 3.
3.2 Precios del Gas Natural en Per�
75. Los precios del gas natural para la generaci�n en Per� se encuentran entre los m�s
bajos del mundo (Cuadro 3.1), en gran medida resultantes de la pol�tica de precios que
estableci� un tope al precio en boca de pozo en Camisea para la generaci�n de energ�a
el�ctrica.
Cuadro 3.1 Precios del Gas Natural (Gasoducto) - 2008
Precio del gas,
$/mmBTU
Per�, ver detalles en Cuadro 3.2 2.15
Vietnam, complejo Phu My 3.20
Georgia (importaciones desde GAZPROM) 3.50
Vietnam, Ca Mau CCGT(1), 2008 6.00
Azerbaijan (importaciones desde Rusia) 6.77
(1)
F�rmula del precio en US$/mmBTU= US$1.17(para transporte) + US$0.45
(Singapur precio spot para fuel oil como US$/mmBTU
76. Los precios de 2008 que fij� OSINERGMIN para los generadores t�rmicos que
utilizan gas de Camisea se muestran en el Cuadro 3.2. El promedio que se utiliza en este
informe como el precio actual (financiero) del gas es US$2.15 /mmBTU.
Cuadro 3.2 Precios Regulados del Gas para la
Generaci�n T�rmica en el �rea de Lima (US$)
Santa
Ventanilla Chilca Kalpa
Rosa
Precio en Camisea 1.3065 1.3753 1.3753 1.3961
Transmisi�n 0.7398 0.7398 0.7392 0.7402
Distribuci�n
0.1218 0.1218
(Chilca-Lima)
Total 2.1681 2.2369 2.1145 2.1363
77. Estos precios (financieros) son extremadamente bajos. Es probable que el precio
econ�mico del gas a largo plazo en Lima, pertinente para calcular la viabilidad
econ�mica de los proyectos hidroel�ctricos potenciales, sea significativamente mayor.
3.3 Valor Econ�mico del Gas Natural en Base a los Valores Netback
78. Se estim� el costo econ�mico del gas natural a largo plazo en Per� mediante un
m�todo de valor netback.27 Esto es, una estimaci�n del valor del gas natural en sus usos
alternativos: el precio m�ximo que distintos tipos de consumidores estar�an dispuestos a
pagar por el gas. Esto implica el uso de dos m�todos distintos:
27
"Peru Natural Gas Study", Anexo 4: Valoraci�n del Gas, 2008, informe borrador, Banco Mundial.
31
� Una estimaci�n en base al costo de un sustituto relevante (en el uso industrial,
residencial, actividades comerciales). Netback estimado como el precio m�ximo
que los consumidores estar�an dispuestos a pagar por el gas antes de cambiar a
otra fuente de energ�a.
� Cuando no hay sustituto, en base al valor de la producci�n (petroqu�micos, gas
natural licuado [LNG]). Aqu�, el netback se computa como el valor del producto
menos los costos relacionados con la producci�n del producto espec�fico (para
LNG, una estimaci�n del precio futuro Henry Hub28 menos los costos de
transporte, licuaci�n, gasificaci�n).
79. La conclusi�n del an�lisis del netback fue que el Gas Natural Licuado (LNG) y
las exportaciones petroqu�micas, tienen los valores netback m�s bajos entre los usos
alternativos. Estos valores est�n alrededor de US$3.1/mmBTU en boca de pozo
(Camisea), para un escenario base de largo plazo cosistente con precios del petr�leo
crudo de US$75/bbl.29 Para obtener el valor del gas para la generaci�n el�ctrica, se
deben sumar los costos econ�micos del transporte (1.3 US$/mmBTU)30 desde Camisea
hasta los complejos generadores de electricidad a gas de Lima.
80. Los precios econ�micos resultantes del gas natural para la generaci�n el�ctrica en
el �rea de Lima se muestran en el Cuadro 3.3 como funci�n de los escenarios de los
precios del petr�leo, que a su vez est�n vinculados con los precios de Norteam�rica para
el LNG. Si bien en los �ltimos meses pareciera que se ha roto el v�nculo entre los precios
del petr�leo y del gas natural, estos productos tienen v�nculos inherentes en su
producci�n y consumo (como combustibles que compiten) y, por lo tanto,
independientemente de las volatidades de corto plazo de los precios de cualquier
combustible, mantienen una s�lida relaci�n a largo plazo. La evaluaci�n econ�mica de
las centrales hidroel�ctricas �cuya vida econ�mica es de 25 a�os o superior- se basa en
estas tendencias de largo plazo.
Cuadro 3.3 Valor Econ�mico del Gas Natural
Precio del Precio econ�mico del gas
petr�leo (LNG exportaci�n neto)
US$/bbl US$/mmBTU
37 2.14 (precio del gas actual)
75 4.4
100 5.9
125 7.3
28
El Henry Hub es el mayor mercado centralizado spot y de futuros para el gas natural en los Estados
Unidos.
29
Valor equivalente a la proyecci�n de largo plazo m�s reciente para los precios del petr�leo del Banco
Mundial. Si bien la extrema alta volatilidad de los precios del petr�leo de los �ltimos 12 meses puede
sumar confusi�n al desaf�o anal�tico, la estimaci�n de los netbacks de gas, y el consiguiente an�lisis
econ�mico de los proyectos hidroel�ctricos, son ejercicios a largo plazo que se focalizan en la mitad de la
d�cada de 2010 y en adelante. Desde este punto de vista, un precio del petr�leo de US$75/bbl se considera
un supuesto s�lido para ese per�odo.
30
Esta cifra incluye los costos de capital m�s los costos variables. Por el contrario, la cifra menor de US$
0.74/mmBTU que se muestra en la Cuadro 3.2, y se utiliza en el Cap�tulo 4, se refiere a los precios
regulados y subsidiados, es decir, al costo financiero.
32
81. La Figura 3.1 muestra una curva de demanda para el gas natural para un per�odo
de 25 a�os, incluyendo todos los usos del gas, con excepci�n de la demanda de energ�a,
es decir, la curva refleja la disponibilidad a pagar por el gas en el caso que no se lo use
para la generaci�n de energ�a el�ctrica. Los precios corresponden a los valores netos del
gas para diferentes usos, comenzando (en la parte superior) con el gas natural para
veh�culos (VNG) y pasando subsiguientemente al sector residencial, comercial y peque�a
industria, gran industria, y LNG y petroqu�micos (�rea). Es importante hacer notar que
si bien el valor netback del gas natural comparado con el LNG est� directamente
relacionado con los precios del LNG en Norteam�rica, cuando se lo compara con su uso
en la gran industria y petroqu�micos (los otros dos usos del gas que rinden valores
netback bajos), el valor netback del gas es funci�n directa de las otras dos variables: los
precios del fuel oil y la �rea, respectivamente.
Figura 3.1 Curva de Demanda para el Gas Natural
Netback en la Central de Generaci�n (US$3.1+US$1.3 Costos de Transporte) = US$ 4.4/mmBTU
14
12
10
8
US$mmBTU
6
4
2
0
0 2 4 6 8 10
Demanda Acumulada (Trillones de pies c�bicos [TCF] en 25 a�os)
3.4 Aspectos Econ�micos de la Generaci�n El�ctrica en Centrales a Gas
82. Tal como se mencionara en el Cap�tulo 2, los costos de construcci�n de los
proyectos hidroel�ctricos fueron ajustados a precios de principios de 2008. A fin de
realizar una comparaci�n v�lida, es importante que los costos de las OCCT y CCGT se
eval�en sobre una base similar.
83. El Banco Mundial recientemente ha preparado un estudio exhaustivo de los costos
de inversi�n en centrales el�ctricas.31 El Cuadro 3.4 muestra los costos para una planta
de 140 MW de ciclo combinado en base a turbinas de gas tradicionales a los niveles de
precio de enero de 2008. Rumania tiene los costos m�s bajos a US$1,140/kW.
31
URS, "Study of Equipment Prices in the Energy Sector", Banco Mundial, Washington D.C., 2008.
33
Cuadro 3.4 Central de Ciclo Combinado de 140 MW
(US$ millones a precios de enero de 2008)
EE.UU India Rumania
OEM precio(1) 99.7 99.7 99.7
Total costo central 192.1 159.5 155.4
(como US$/kW)
OEM 730 730 730
Balance de la planta 680 440 410
Total 1,410 1,170 1,140
OEM como % del 51% 62% 64%
total
(1) FOB, exclu�da la mano de obra de instalaci�n.
Fuente: URS, op.cit. Cuadro 6.4
84. Los costos correspondientes a una central de ciclo abierto se muestran a
continuaci�n en el Cuadro 3.5.
Cuadro 3.5 Central de Ciclo Abierto de 150 MW(1)
(US$ millones a precios de enero de 2008)
EE.UU India Rumania
OEM precio(2) 34.0 34.0 34.0
Total costo planta 76.3 64.1 68.7
(como US$/kW)
OEM 240 240 240
Balance de la planta 190 200 240
Total 530 440 480
OEM como % del 45% 54% 50%
total
(1)
Turbinas de gas tradicionales;
(2)
FOB, exclu�da la mano de obra de instalaci�n
Fuente: URS, op.cit. Cuadro 6.3
85. Estos costos son significativamente m�s altos que el costo de capacidad que
utiliza OSINERGMIN como base para el c�lculo del cargo por capacidad en la tarifa de
generaci�n. La pr�ctica de OSINERGMIM es tomar el costo promedio expresado en
US$ de las turbinas de ciclo simple en los �ltimos 5 a�os, con las estimaciones para el
c�lculo de los cargos por capacidad a mayo de 2007 que se muestran en el Cuadro 3.6.
Evidentemente, el m�todo de OSINERGMIN no otorga un peso adecuado al balance de
costos de la planta, ni tampoco refleja razonablemente el costo de capital de construir un
proyecto en un lugar nuevo, especialmente en un mercado que ha mostrado una alta
volatilidad en los �ltimos a�os.
34
Cuadro 3.6 C�lculo de OSINERGMIN para el Cargo por Capacidad
Per�, India
OSINERGMIN(1) (del Cuadro
2.3)
OEM precio 33.2
Total costo central (como 6.5
US$/kW)
OEM 189.6 240
Balance de la planta 37.0 200
Total 226.0 440
OEM como % del total 16% 54%
(1)
Excluyendo el IDC de US$2.7millones.
Fuente: OSINERGMIN, Fijaci�n de los Precios en Barra (per�odo mayo 2007-abril
2008), Cuadro L.4
86. Con el inter�s de garantizar un resultado conservador, para el c�lculo del costo
evitado se supone un costo econ�mico de capital de US$875/kW para la generaci�n de
electricidad con ciclo combinado a gas (en base al promedio de la estimaci�n del estudio
del Banco Mundial de US$1,150/kW y el muy citado costo de US$600/kW para las
t�picas CCGT de los estudios de planificaci�n de generaci�n el�ctrica durante los �ltimos
a�os), y de US$460/kW para las centrales de ciclo abierto (el promedio de las
estimaciones para Rumania e India en el estudio del Banco Mundial). Los costos de
generaci�n el�ctrica resultantes se muestran en el Cuadro 3.7, en base a factores de planta
anuales del 65 por ciento,32 para una tasa de descuento del 12 por ciento.
Cuadro 3.7 Costos de Generaci�n a Factores de Carga del 65%
Precio econ�mico del
Precio del Precio generaci�n Precio generaci�n
gas (LNG neto
petr�leo CCGT OCCT
exportaci�n)
US$/bbl US$ centavos/kWh US$ centavos/kWh
US$/mm BTU
37 2.14 3.7 3.3
75 4.4 5.3 5.6
100 5.9 6.4 7.1
87. Al precio del gas actual, es evidente que existe poco incentivo para utilizar el
ciclo combinado, puesto que el costo de generaci�n de las centrales de ciclo abierto es
considerablemente menor (3.3 centavos de US$ por kWh) comparado con las centrales de
ciclo combinado (3.7 centavos de US$ por kWh) tal como se muestra en la Figura 3.2. El
precio de equlibrio del gas, por encima del cual se justificar�a el ciclo combinado, es de
aproximadamente US$3.7/mmBTU.
32
En 2007, la central Chilca con OCCT y de 348 MW, gener� 1,956 GWh, un factor de carga anual del
64%. Seg�n los est�ndares normales, este es un factor de carga anual muy alto para un proyecto de ciclo
abierto. El proyecto de ciclo combinado Ventanilla de 492MW, gener� 2,919 GWh, un factor anual de
carga del 67.7%.
35
Figura 3.2 Costos de Generaci�n versus Precio del Gas y Petr�leo
A. Ciclo abierto B. Ciclo combinado
88. Las consecuencias del precio bajo del gas se pueden ilustrar de diferente manera
tal como se muestra en la Figura 3.3, en la que se observan los costos de generaci�n
como una funci�n del factor de planta anual. A los precios actuales del gas, la generaci�n
el�ctrica con centrales de ciclo abierto es m�s econ�mico que las de ciclo combinado en
todo el rango de los factores de planta.
Figura 3.3 Costos de generaci�n OCCT versus CCCT,
Precio actual del gas (US$2.14/mmBTU)
20
CCGT
15
UScents/kWh
OCGT
10
5
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
annual load factor
89. Sin embargo, a un "precio econ�mico del gas" de US$4.4/mmBTU, la operaci�n
con ciclo combinado es m�s econ�mica a los factores de planta superiores al 50 por
ciento (Figura 3.4).
36
Figura 3.4 Costos de Generaci�n OCCT versus CCCT,
Precio Econ�mico del Gas (US$4.4/mmBTU)
3.5 An�lisis Econ�mico de los Proyectos de la Muestra
90. Se realiz� un an�lisis econ�mico para los proyectos de la muestra que se detallan
en el Cap�tulo 2. Adem�s de la valuaci�n de los beneficios que se discutiera
anteriormente, se han definido los siguientes supuestos para los costos:
� Desembolsos de construcci�n: La mayor�a de los proyectos tienen un plazo de
construcci�n de tres a�os; en el a�o uno se desembolsa el 33 por ciento del total
de la inversi�n, en el a�o dos el 26 por ciento, y en el a�o tres el 41 por ciento.
� Costos operativos: Considerados como el 1.5 por ciento del costo de capital
(overnight), sujeto a un monto m�nimo de US$1 mill�n/a�o.
Figura 3.5 Beneficios de los Proyectos de la Muestra versus
el Ratio Capacidad Firme y Capacidad Instalada
37
91. Beneficios. La Figura 3.5 muestra el nivel promedio de los beneficios, en
centavos de US$ por kWh, para los diez proyectos de la muestra. Los mismos var�an
entre un valor bajo de 4.5 centavos de US$ por kWh y un valor alto de 6 centavos de US$
por kWh. La principal variable que explica este rango de variaci�n es la capacidad firme
que el proyecto ofrece al sistema, lo que determina la extensi�n de los beneficios de
capacidad. Los proyectos No. 4 y No. 8 tienen capacidades firmes inferiores al 50 por
ciento de su capacidad instalada, y por lo tanto otorgan un beneficio menor por kWh.
92. Los resultados del an�lisis econ�mico costo-beneficio se pueden mostrar bajo la
forma de una curva de oferta, que muestra la capacidad instalada acumulada a un costo de
producci�n dado. Tal como se muestra en la Figura 3.6, solamente dos proyectos tienen
costos de construcci�n por debajo del costo de generaci�n de energ�a a gas (al actual
precio del gas de US$2.15/mmBTU, equivalente a US$37/bbl). No obstante, a un precio
econ�mico del gas natural de US$4.4/mmBTU (correspondiente al escenario del precio
del petr�leo de US$75 por barril), 8 proyectos, con un total de 1,117 MW, ofrecen costos
econ�micos de producci�n inferiores al precio de la generaci�n de energ�a a gas. Si el
precio econ�mico del gas desciende a US$3.7/mmBTU (para un escenario de precio del
petr�leo de aproximadamente US$60 por barril), 7 proyectos que totalizan 1,020 MW
superar�an la tasa cr�tica de rentabilidad.
Figura 3.6: Curva de Oferta de Proyectos Hidroel�ctricos
Costos de Producci�n de Electricidad
93. Que un proyecto con bajos costos de producci�n sea econ�mico tambi�n depende
de los beneficios (costos evitados), que se incorporan en el c�lculo de la tasa econ�mica
de retorno (ERR). En la Figura 3.7 se muestran los 9 proyectos (1,201 MW) que tienen
38
una ERR superior a la tasa cr�tica de rentabilidad del 12 por ciento33 al precio econ�mico
del gas.
Figura 3.7 Curva de Oferta (como Tasa Econ�mica de Retorno, ERR)
94. El recuadro en la Figura 3.8 muestra los proyectos que cumplen con la tasa cr�tica
de rentabilidad del 12 por ciento y que tienen costos de producci�n inferiores a la
generaci�n a gas, es decir 8 proyectos que representan 1,024 MW y 5,280 GWh.
Figura 3.8 Costos de Producci�n y ERR
33
Tasa cr�tica de rentabilidad que utiliza el Ministerio de Econom�a y Finanzas para las inversiones
p�blicas. (La tasa cr�tica de rentabilidad es la tasa de retorno requerida en un an�lisis de flujo de fondos
descontados, por encima de la cual una inversi�n tiene sentido y por debajo de la cual no lo tiene.)
39
95. Los resultados del an�lisis econ�mico son sensibles ante los costos de capital
asumidos. Un incremento del 20 por ciento en el costo de capital reduce los proyectos
econ�micos de 8 (1,024 MW) a 3 (510 MW), a US$75/bbl y a un precio del gas de
US$4.4/mmBTU (Figura 3.9).
Figura 3.9 Impacto de un incremento del 20% en los costos de capital
3.6 Beneficios Ambientales Locales
96. En principio, el an�lisis econ�mico debiera tener en cuenta los costos evitados del
da�o ambiental local de la generaci�n de energ�a con combustibles f�siles que estar�a
desplazando �y en verdad en numerosos pa�ses, m�s notablemente en China� los costos
de los da�os resultantes especialmente de la generaci�n de energ�a el�ctrica a carb�n,
constituyen un incentivo principal para los proyectos hidroel�ctricos y de energ�as
renovables (en los que el beneficio puede ser de US$1 centavo/kWh).
97. Sin embargo, en Per� la mayor parte de la generaci�n t�rmica est� ubicada en una
zona escasamente poblada ubicada aproximadamente a 60 km al sur de Lima. La
generaci�n de electricidad con centrales a gas no produce emisiones de part�culas
contaminantes ni de �xido de azufre significativas, y �nicamente las emisiones de NOx
plantean una mayor preocupaci�n. Pero con la baja densidad poblacional en el �rea y el
r�gimen clim�tico que predomina con brisas en tierra y mar (las emisiones soplan hacia el
oc�ano, o hacia el �rea monta�osa escasamente habitada del este, en lugar de ir hacia el
norte hacia la zona metropolitana de Lima), no existe evidencia de emisiones del sector
el�ctrico que causen da�os a la salud de los seres humanos o consecuencias relacionadas
con la lluvia �cida en la agricultura o edificios. La misma ciudad de Lima est� sufriendo
mayores problemas de contaminaci�n del aire, pero ellos son el resultado de las
emisiones de los autom�viles que tienen �rdenes de magnitud superiores a las emisiones
de las centrales el�ctricas.
40
98. Ante la ausencia de alguna evidencia sobre estimaciones confiables de los costos
de da�os que deriven de la generaci�n de energ�a el�ctrica en Per�, no existen razones
para incluirlos en el an�lisis econ�mico.
3.7 Beneficios Ambientales Globales
99. No obstante, en el caso de las emisiones evitadas de GEI (gases de efecto
invernadero), los beneficios relevantes son f�cilmente cuantificados. Las emisiones de
carbono evitadas se val�an en US$15/tonelada de CO2, con un factor de emisi�n de
0.57 Kg/kWh, en base al registro recientemente aprobado del CDM para Ca�a Brava.34
100. Se supone que estos beneficios se mantienen durante toda la vida �til del
proyecto, es decir independientes de cualquier supuesto sobre la renovaci�n del Protocolo
de Kyoto en 2012 y la capacidad de los proyectos de energ�as renovables de vender las
emisiones de carbono en los mercados internacionales de bonos de carbono.
101. Los resultados se muestran en la Figura 3.10. Los beneficios de las emisiones
evitadas de GEI son puramente una funci�n de la energ�a total, y por lo tanto, su mayor
impacto tendr� lugar en las centrales que tengan los factores de planta m�s altos. La ERR
adicional oscila entre 1.8 por ciento y 3.1 por ciento, y dos proyectos (No. 6 y No. 7) se
convierten en econ�micamente viables como resultado de haber incluido estos beneficios
(es decir, la tasa cr�tica de rentabilidad es superada al incluirlos).
Figura 3.10 Impacto de los beneficios de las emisiones evitadas de GEI en la ERR
34
El factor de emisi�n base para los proyectos hidroel�ctricos de peque�a escala de Ca�a Brava de
5.67 MW, es de 0.56927 kg CO2/kWh (Ca�a Brava CDM Project Design Document).
41
3.8 Los Impactos Negativos del Cambio Clim�tico
102. Si bien la cuantificaci�n de los beneficios del cambio clim�tico relacionados con
la generaci�n hidroel�ctrica son f�cilmente cuantificados (puesto que el mercado global
de cr�ditos de carbono act�a como un indicador para los beneficios monetarios), la
cuantificaci�n de los impactos negativos potenciales del cambio clim�tico en la
generaci�n hidroel�ctrica es m�s dif�cil, y los impactos est�n sujetos a altos niveles de
incertidumbre. Aunque algunos efectos ya se observan, especialmente la reducci�n de
los flujos en las centrales hidroel�ctricas o los proyectos que se alimentan del
derretimiento de los glaciares, otras consecuencias potenciales �tales como los posibles
cambios en los patrones de precipitaci�n pluvial- podr�an tener un impacto mucho m�s
importante, positivo o negativo. No obstante, estos impactos no pueden cuantificarse en
esta etapa dado que existe un gran nivel de incertidumbre sobre la naturaleza y magnitud
de dicho impacto.
103. Solamente dos de los diez proyectos evaluados se alimentan con un importante
aporte de agua proveniente de los glaciares. En esos casos, la consecuencia m�s factible
es que, una vez que desaparezcan los glaciares, se reducir�n los flujos durante la estaci�n
seca. Esto tiene implicancias potencialmente m�s serias para las centrales de paso sin
almacenamiento diario, dado que las centrales con reservorios diarios podr�n continuar
generando en horas de punta durante la estaci�n seca. De hecho, debido a esta ventaja
econ�mica, la mayor�a de los proyectos son dise�ados con estructuras apropiadas para el
almacenamiento diario. Para esas centrales, la generaci�n en horas de punta (cuyo
beneficio econ�mico es mayor) no es mayormente afectada, teniendo lugar la reducci�n
durante las horas fuera de punta. Esto ya se observa en los patrones hist�ricos de
generaci�n durante los a�os secos: la generaci�n el�ctrica en hora de punta pr�cticamente
no sufre cambios como se muestra en la Figura 3.11 para una simulaci�n de generaci�n
en un proyecto que es alimentado considerablemente con agua de los glaciares.
Figura 3.11 Generaci�n anual de punta y fuera de punta, proyecto t�pico
42
104. El Cuadro 3.8 muestra los resultados de un c�lculo ilustrativo en el que se asume
que durante la estaci�n seca los flujos se reducen en un 20 por ciento. En este caso, el
factor de planta anual disminuye del 61 al 55 por ciento, con una reducci�n en la ERR del
proyecto del 14.7 por ciento al 13.7 por ciento.
Cuadro 3.8 Impacto potencial de los flujos
reducidos de la estaci�n seca en el proyecto t�pico
Flujos
Base
reducidos
ERR 14.7% 13.7%
Costo de producci�n, US$centavos/kWh 4.34 4.75
Factor de carga 0.61 0.55
Generaci�n anual, GWh 775 705
3.9 Conclusiones del An�lisis Econ�mico de los Proyectos Hidroel�ctricos
105. El an�lisis econ�mico indica que los proyectos hidroel�ctricos siguen siendo
econ�micamente viables a�n con la reciente escalada de costos, cuando los precios del
gas natural reflejan su valor econ�mico en usos alternativos. En la muestra de proyectos
que se analizara, todos ellos en un estado bastante avanzado de preparaci�n,
aproximadamente 1,020 MW son econ�micamente viables si se valor del gas a su costo
econ�mico (costo de oportunidad) es alrededor de US$4.4/mmBTU. Comparado con los
proyectos a gas, el costo econ�mico de los proyectos hidroel�ctricos es
aproximandamente de US$1 centavo/kWh m�s econ�mico, esto implicar�a un ahorro del
orden de US$50 millones por a�o en caso que se implementaran dichos proyectos. Estos
resultados no son muy sensibles al valor econ�mico del gas; si este valor descendiera un
15 por ciento (a US$3.7/mmBTU), s�lo uno de los ocho proyectos dejar�a de ser
econ�micamente atractivo.
106. Al actual precio del gas (US$2.14/mmBTU), los proyectos hidroel�ctricos no
ser�an competitivos. No obstante, como la futura ampliaci�n de los proyectos a gas est�
restringida por los l�mites de capacidad del gasoducto Camisea, las nuevas centrales a gas
deber�n hacer frente a los mayores costos de producci�n de los nuevos yacimientos de
gas m�s o los costos de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso que las
centrales se encuentren ubicadas en los yacimientos de gas, al correspondiente costo de la
capacidad de transmisi�n adicional hasta los principales centros de carga.
107. Desde la perspectiva de la eficiencia, la respuesta de pol�tica m�s deseable es fijar
el precio del gas a su valor econ�mico en lugar de fijarlo a su costo financiero. Si bien
este incremento del precio del gas puede ser pol�ticamente inaceptable, el actual nivel de
precios del gas para la generaci�n de energ�a el�ctrica no ser� sostenible en el futuro y, en
consecuencia, ser� necesario revisar la actual pol�tica de precios. Cualquiera sea el
impacto de dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de escasos
recursos con bajos niveles de consumo sufrir�an un impacto mucho menor por la
equiparaci�n del FOSE.
43
Recuadro 3.1: Impacto de la tarifa por ajustar el precio del gas a su nivel econ�mico (2007)
En 2007, las ventas en los mercados libres y regulados ascendieron a 24,716 GWh. La facturaci�n total
fue de US$1,830 millones (fila 6 del cuadro), para una tarifa promedio de US$7.4 centavos/kWh (fila 7).
Impacto de los aumentos del precio del gas
Precio del gas US$/mmBTU 2.14 3 4 4.4
Precio Precio
actual econ�mico
1 Alumbrado p�blico [GWh] 656
2 Comercial [GWh] 4,651
3 Industrial [GWh] 13,649
4 Residencial [GWh] 5,759
5 Total [GWh] 24,716
6 Total Facturaci�n US$m 1,830
7 Tarifa promedio US$centavos/kWh 7.40
8 Generaci�n de gas [GWh] 7,313 7,313 7,313 7,313
9 Eficiencia t�rmica kcal/kWh 2,500 2,500 2,500 2,500
10 BTU/kcal 3.968 3.968 3.968 3.968
11 Costo de $/kWh 0.0213 0.0298 0.0397 0.0436
generaci�n
12 Factura de gas US$m 156 218 290 319
13 Total facturaci�n US$m 1,830 1,892 1,964 1,993
14 Incremento US$m 61.7 134.2 163.2
15 Tarifa US$centavos/kWh 7.40 7.65 7.95 8.06
16 Incremento en la US$centavos/kWh 0.25 0.54 0.66
tarifa
17 [%] 3.4% 7.4% 8.9%
kcal = kilocalor�a
Fuente: OSINERGMIN, Anuario Estad�stico 2007
Suponiendo que toda la generaci�n a gas se realiza con centrales de ciclo abierto (las estad�sticas de
OSINERGMIN no proveen un desglose respecto de la generaci�n de electricidad de la central de ciclo
combinado Ventanilla), y a una eficiencia t�rmica promedio de 2500kcal/kWh, la factura de gas de 2007
(a un precio promedio de US$2.14/mmBTU) es de US$156 millones, es decir, el 8.5% de la facturaci�n
total.
El cuadro muestra el incremento en la facturaci�n del gas a niveles crecientes del precio del gas. Al precio
econ�mico de US$4.4/mmBTU, la facturaci�n del gas ascender�a a US$319 millones, resultando en un
incremento promedio en la tarifa de US$0.66 centavos/kWh, o sea un 8.9 por ciento.
Este es un c�lculo del orden de magnitud destinado a analizar el impacto del ajuste del precio del gas
basado en un enfoque de recuperaci�n total (es decir, el principio b�sico de la pol�tica de precios
peruana). Dos hip�tesis simplificadoras (que la demanda del consumidor es inel�stica respecto del precio
y la falta de centrales de ciclo combinado m�s eficientes en el c�lculo), sugieren que el incremento ser�a
realmente inferior. Ante un aumento del precio, el consumo descender�a levemente alcanzando el
equilibrio a una tarifa m�s baja y, asimismo, un uso m�s eficiente del gas reducir�a el aumento en la
factura del gas.
44
4. VIABILIDAD FINANCIERA DE LOS PROYECTOS
HIDROEL�CTRICOS
108. El presente cap�tulo incluye una evaluaci�n de la viabilidad econ�mica de los
proyectos hidroel�ctricos en Per� dentro del actual contexto internacional. Con este fin,
se eval�a un conjunto de proyectos hidroel�ctricos prestando especial atenci�n al impacto
de las distintas opciones de financiamiento, desde una financiaci�n puramente comercial
hasta un proyecto tradicional del sector p�blico con financiamiento de una IFI. Este
cap�tulo analiza los riesgos relacionados con el financiamiento de proyectos
hidroel�ctricos as� como tambi�n el impacto de la crisis financiera internacional.
4.1 Supuestos para el Financiamiento de Proyectos
4.1.1 Supuestos para el Financiamiento Comercial a Largo Plazo de Proyectos
109. La base para el financiamiento comercial a largo plazo posiblemente sea la curva
de rendimiento relevante (la relaci�n entre la tasa de inter�s y el vencimiento (t) de una
deuda para una deuda y moneda dadas, y generalmente es una funci�n creciente de t). Las
curvas de rendimiento peruanas siguen las tendencias internacionales de la tasa de
inter�s, y por ende han ca�do significativamente en los �ltimos meses; mientras en
octubre de 2008 la tasa a 10 a�os en soles se encontraba en aproximadamente el 9.5 por
ciento, a principios de febrero 2009, la tasa hab�a bajado un 2 por ciento a
aproximadamente el 7.5 por ciento (Figura 4.1).35
35
No obstante, este porcentaje es superior a las tasas t�picas de 2007: en septiembre de 2007 la tasa a 10
a�os en soles era aproximadamente del 6%.
45
Figura 4.1 Curva de Rendimiento de Per�
A. Enero 2009
B. Octubre 2008
3
Fuente: Ministerio de Econom�a y Finanzas de Per�, Bolet�n Diario, 27 enero 2009 y 22 octubre 2008.
110. Para las opciones de financiamiento que involucran a las instituciones
internacionales de financiamiento (IFI), la base para las tasas de inter�s se puede tomar
de la tasa LIBOR a 6 meses.36
111. En el Cuadro 4.1, se observa que las tasas LIBOR han ca�do en el cuarto trimestre
de 2008, y la tasa LIBOR US$ a 6 meses cay� del 4.17 por ciento al 1.62 por ciento. La
tasa LIBOR Libras Esterlinas se ha reducido casi en un 4 por ciento en el mismo
per�odo.37
36
La volatilidad de la tasa LIBOR �ltimamente se ha comentado mucho en las noticias en el contexto de la
crisis financiera internacional. Sin embargo, son las tasas LIBOR overnight las que han sido el foco de esa
atenci�n: estas tasas actualmente son inferiores en un 1 por ciento a las tasas a 6 meses.
Tasas LIBOR overnight
Oct 1 Oct 16 Ene 23
2008 2008 2009
Yen 1.16 0.87 0.220
US$ 3.79 1.93 0.236
Euro 4.26 3.75 1.125
Libra 4.96 5.17 1.530
Esterlina
37
Las tasas LIBOR se pueden ver en www.bba.org.UK
46
Cuadro 4.1: Tasa LIBOR a 6 meses
2008 2009
Ene 1 Oct 1 Oct 16 Ene 23
Yen 0.97 1.08 1.17 0.87
US$ 4.56 4.03 4.17 1.62
Euro 4.70 5.39 5.15 2.29
Libras esterlinas 5.85 6.39 6.31 2.37
112. Sin embargo, la tasa variable tambi�n se puede convertir en una tasa fija
utilizando un swap de tasas de intereses,38 en el cual una serie de pagos a tasa flotante se
convierte en una serie de pagos a tasa fija sobre la base de un principal te�rico. Un swap
de tasas de intereses es b�sicamente una serie de contratos a futuro por intereses futuros,
de manera que el precio del swap estar� relacionado con la curva de rendimiento. Por
ejemplo, el 20 de enero de 2009, el Banco de la Reserva Federal cotiz� un swap de tasas
de intereses a 10 a�os (para una tasa LIBOR a 3 meses) al 2.89 por ciento.39 La curva de
rendimiento correspondiente del Tesoro de EE.UU se muestra en la Figura 4.2: la tasa a
10 a�os es del 2.87 por ciento. Por lo tanto, para los fines del c�lculo ilustrativo del
financiamiento de la IFI en este cap�tulo, se utiliza 2.89 por ciento como la tasa de inter�s
relevante.40
Figura 4.2: Curva de rendimiento del Tesoro de EE.UU (29 enero 2009)
38
Un swap de tasas de intereses de una tasa fija a una tasa flotante, com�nmente conocido como swap
"plain vanilla", simplemente porque es la estructura que m�s com�nmente se encuentra. Estos derivativos
pueden ellos mismos protegerse en los futuros swaps de tasas de intereses en la Bolsa de Valores de
Chicago (Chicago Board of Trade).
39
Estas tasas se pueden ver en www.federalreserve.gov/releases/h15/update
40
Los swaps de tasas de intereses (y otros contratos de derivativos tales como los swaps de cobre en la
Bolsa de Metales de Londres - London Metals Exchange), son utilizados por las grandes compa��as
mineras de Per� para proteger su exposici�n frente a las condiciones de los mercados vol�tiles.
47
4.1.2 Retornos de Capital Requeridos para los Proyectos Hidroel�ctricos
113. Este informe utiliza una tasa cr�tica de rentabilidad del 17.5 por ciento para los
retornos financieros, despu�s de impuestos, para los proyectos hidroel�ctricos, basada en
las discusiones mantenidas con los posibles inversores de capital y gerentes de fondos
que citaron retornos del 15-20 por ciento (ver Recuadro 4.1).41
Recuadro 4.1: Retornos de Capital
Raras veces se revelan las tasas cr�ticas de rentabilidad de la inversi�n de las empresas privadas, en
parte porque estas tasas cr�ticas de rentabilidad dependen de la percepci�n del riesgo que tiene el
patrocinador del proyecto: cuanto m�s alto el riesgo, m�s alto el retorno al que se aspira. El principal
riesgo de un proyecto hidroel�ctrico en Per�, desde el punto de vista del inversor y de la entidad
crediticia, es el riesgo de finalizaci�n; este riesgo disminuye gradualmente a medida que el proyecto
avanza de la etapa del estudio de prefactibilidad al estudio de factibilidad, a la etapa del compromiso
del cierre de la operaci�n financiera y, luego, a trav�s de las distintas etapas de construcci�n. Un
inversor que aporta capital en la etapa del estudio de factibilidad detallado (que para proyectos
hidroel�ctricos de gran escala puede ser un monto considerable), espera un retorno mucho m�s alto que
un inversor que participa al comienzo de la etapa de construcci�n (donde el grado de una verdadera
sorpresa desde el punto de vista geot�cnico es todav�a en buena parte desconocido).
Los fondos de activos y pensiones de Per� constituyen posibles fuentes de capital para los proyectos de
infraestructura, y son menos reacios a determinar metas para los retornos, sobre los que se nos inform�
estaban en el rango del 15-20% (estando los proyectos nuevos en el extremo superior de este rango y la
adquisici�n de activos operativos en el extremo inferior). Algunos gerentes de fondos expresaron la
opini�n de que mitigar los riesgos de finalizaci�n era considerado como un requisito de solicitar
garant�as de finalizaci�n y de la participaci�n de empresas internacionales en las actividades de EPC, y
no en tasas de retorno financieras m�s altas.
Las empresas mineras y los conglomerados industriales tienen objetivos de inversi�n totalmente
diferentes: para algunos, la inversi�n en proyectos hidroel�ctricos es en gran parte una protecci�n a
largo plazo contra la posibilidad de d�ficits en el suministro de electricidad, los cuales, en caso de
ocurrir, pueden tener un impacto devastador en las operaciones.
Fuente: "Peru: Institutional and Financial Framework for Development of Small Hydropower,"Banco
Mundial, en publicaci�n.
41
Los desarrolladores de proyectos hidroel�ctricos con quienes se mantuvieron entrevistas, fueron
renuentes a divulgar sus tasas cr�ticas de rentabilidad como retornos financieros sobre el capital, pero uno
de ellos cit� una tasa m�nima del 12 por ciento por lo que se entendi� como "retorno financiero de los
proyectos", es decir, un retorno incluyendo todos los impuestos y pagos de transferencia, y los beneficios
medidos a la corriente real de ingresos (en vez de hacerlo a los precios econ�micos), pero
independientemente de la estructura financiera. La credibilidad de la aseveraci�n de que las decisiones se
tomaron sobre la base de dichos retornos es dif�cil de evaluar, y se podr�a ver con escepticismo. De hecho,
las discusiones mantenidas con los principales bancos comerciales pusieron de manifiesto el uso
generalizado de los acuerdos de leasing para los proyectos t�rmicos y las l�neas de transmisi�n (que, entre
otras ventajas, efectivamente permiten la inmediata recuperaci�n del Impuesto al Valor Agregado), de
manera que las consideraciones de tipo impositivo para las grandes empresas mineras e industriales
claramente representan un factor a tener muy en cuenta.
48
4.1.3 Otros Supuestos para el An�lisis Financiero de Proyectos Hidroel�ctricos
114. Para el an�lisis financiero tambi�n se formulan los siguientes supuestos generales:
� Desembolsos de construcci�n: Los aportes de capital en la fase de construcci�n
ser�n pari passu con la deuda.
� Impuesto corporativo: La tasa est�ndar del impuesto corporativo es del 30%, y no
hay exoneraciones ni tasas reducidas. Existen concesiones impositivas en la
regi�n de Loreto (Amazonas) para todos los proyectos, no s�lo para los proyectos
de energ�a el�ctrica, pero esto requiere establecer una oficina corporativa en
Loreto para calificar para dichas concesiones.
� Depreciaci�n: Tal como se especifica en el Cuadro 4.2 para un financiamiento
convencional. No obstante, bajo las nuevas reglas se establece para la
depreciaci�n acelerada un plazo tan corto como el de 5 a�os para los proyectos
hidroel�ctricos.
� "Canon"h�drico: Por lo general, el 1% de los ingresos por ventas. 0.6% se le
paga a OSINERGMIN, 0.4% se le paga al MEM.
� Comisiones de compra y de compromiso: Se suponen iguales a cero.
� Requerimientos de la cuenta de garant�a (escrow): No se consideran cuentas de
garant�a (escrow) ni para el mantenimiento mayor ni para el servicio de la deuda.
Cuadro 4.2 Tasas de depreciaci�n (a�os)
Obras Civiles Mec�nica y
El�ctrica
Leasing 5 2
Financiamiento 33 15
convencional
� Aranceles de importaci�n: Ninguno (los equipos para proyectos hidroel�ctricos
est�n exentos).
� IGV: Si bien los plazos de construcci�n para los proyectos hidroel�ctricos que se
analizan en este informe son 2-3 a�os (y m�s cortos que el plazo nominal de 4
a�os bajo el que se permite la recuperaci�n inmediata de este impuesto para los
proyectos hidroel�ctricos) dado que se entiende que el plazo de 4 a�os rige desde
la fecha de concesi�n, en lugar del comienzo real de construcci�n, el IGV
efectivamente se recupera en forma inmediata, y la tasa del IGV puede entonces
considerarse como cero.
4.2 Tasa Interna de Retorno Financiera (FIRR) para el Proyecto T�pico bajo las
Recientes Condiciones del Mercado
115. Desde mediados y hasta fines de 2008, hubo un significativo aumento en los
precios del mercado spot. Puesto que el sistema garantiza que el despacho siempre
tendr� lugar en el caso de las centrales hidroel�ctricas, esto ha dado lugar a sustanciales
ganancias en lo que hace a los proyectos hidroel�ctricos existentes, y a las expectativas
entre los posibles desarrolladores de proyectos hidroel�ctricos de que los precios futuros
49
har�n que los nuevos proyectos hidroel�ctricos sean financieramente viables (Figura 4.3).
No est� claro si esos altos precios persistir�n en 2009.
Figura 4.3: Precios de la Energ�a en el Mercado Regulado versus
Costos de Energ�a Marginales:(1) horas de punta
(1)
Exclu�do el cargo por capacidad.
Fuente: "Operaci�n del Sector El�ctrico, Reporte Estad�stico," OSINERGMIN, septiembre 2008 y diciembre 2007.
116. Los ingresos de un proyecto hidroel�ctrico t�pico (tal como se define en la
Recuadro 4.2) se estiman en base a los siguientes supuestos:
� El 60 por ciento de las ventas en el mercado regulado, y el 40 por ciento en el
mercado spot con precios basados en el promedio mensual de 2007. Estos
corresponden a la participaci�n en la energ�a firme y no firme en el proyecto
t�pico.42
� No hay ingresos provenientes de los cr�ditos de carbono.
� Pagos por capacidad de OSINERGMIN.43
� Precio financiero promedio de 4 centavos de US$ por kWh.
117. No obstante, tal como se muestra en la Figura 4.4, los flujos de fondos en los
primeros a�os son negativos y, a�n con los incentivos, los plazos de reintegro son
prolongados. La FIRR alcanzada est� considerablemente por debajo de la tasa cr�tica de
rentabilidad del 17.5 por ciento.
42
La energ�a anual firme de un proyecto hidroel�ctrico est� definida como la suma de los valores m�s
bajos de la producci�n de energ�a para un per�odo hidrol�gico de treinta a�os. La capacidad firme se
computa para el mes m�s bajo teniendo en cuenta la capacidad de regulaci�n diaria de la central espec�fica.
43
Ver Cuadro 3.6 para el c�lculo de este cargo.
50
Figura 4.4: Flujos de Fondos Anuales del Desarrollador,
Financiamiento Comercial
118. A fin de reducir los costos (o aumentar la FIRR), se necesitan plazos m�s
extensos que diez a�os para los pr�stamos. La Figura 4.5 muestra la reducci�n en el
precio de energ�a requerido (manteniendo constante la tasa cr�tica de rentabilidad del 17.5
por ciento): incrementando el plazo del pr�stamo de 10 a 20 a�os, el precio de la energ�a
disminuye considerablemente de 5.5 centavos de US$ por kWh a 4.8 centavos de
US$ por kWh.
Figura 4.5 Impacto de los plazos m�s extensos de los pr�stamos en el precio
financiero total de la energ�a (Proyecto t�pico, financiamiento comercial,
condiciones de la tasa de inter�s de enero 2009)
51
4.3 An�lisis de Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroel�ctricos bajo
Distintos Escenarios Financieros
119. Cinco fueron los escenarios considerados para analizar el impacto de estructuras
alternativas de financiamiento, tanto en la muestra de proyectos que se examinara en los
Cap�tulos 2 y 3 como en el proyecto t�pico, como sigue:
a) Financiamiento comercial com�n (financiamiento respaldado por el balance
general de los patrocinadores corporativos; es decir, la �nica opci�n disponible en
el pasado).
b) Financiamiento del proyecto � Project financing (es decir, sin recurrir al
financiamiento respaldado por el balance de los patrocinadores).44
c) Financiamiento de un banco de desarrollo (de conformidad con las l�neas del
modelo brasilero).
d) Financiamiento de las IFI (combinado con financiamiento comercial).
e) Financiamiento tradicional del sector p�blico (solamente la IFI).
120. Los c�lculos se presentan para el proyecto t�pico, y adoptan la forma del precio
financiero total requerido por kWh producido para alcanzar la meta del retorno sobre el
capital del 17.5 por ciento para un proyecto del sector privado (14 por ciento para un
proyecto del sector p�blico). Los c�lculos incluyen tambi�n el precio necesario de la
energ�a firme para lograr la tasa cr�tica de rentabilidad. Se supone que los pagos por
capacidad se realizar�n en forma separada, seg�n la f�rmula de OSINERGMIN
(US$55/kW/a�o), y en base a estimaciones de la capacidad remunerable para cada
proyecto, y que la energ�a no firme se vender�a al precio del mercado spot. En otras
palabras, los requerimientos totales de los ingresos necesarios para alcanzar la meta de la
FIRR del 17.5 por ciento est�n compuestos por:
� Ingresos procedentes de la energ�a firme (tal como se licite en las subastas
propuestas) que representan el 60 por ciento de la producci�n del proyecto
t�pico)
� Pagos por capacidad
� Ventas de energ�a no firme (40 por ciento de la producci�n) en el mercado
spot
44
Se ha descrito al proyecto El Platanal como un "proyecto sin recurrir a los patrocinadores corporativos".
Esa descripci�n realizada con eufemismo no puede disfrazar la realidad de que verdaderamente se trata de
un financiamiento comercial. El verdadero project financing (como normalmente se entiende dicho
t�rmino) no permite recurrir a los balances, o garant�as, de los patrocinadores corporativos. Algunos IPP de
proyectos hidroel�ctricos de gran escala, en base al financiamiento del proyecto, cuentan con distintos tipos
de garant�as otorgadas por las IFI (tal como las otorgadas por el Banco Mundial y otras IFI al proyecto
Nam Theun 2 de Laos), pero los agentes de pr�stamo no tienen recursos de los patrocinadores de los
proyectos (salvo hasta el grado de su capital en el proyecto).
52
4.3.1 Financiamiento comercial (balance general)
121. Las condiciones t�picas de un financiamiento normal en base al financiamiento
respaldado por el balance general son las siguientes:
� Tasa de inter�s: Curva de rendimiento m�s +2% de spread (para los clientes
corporativos exclusivos)
� Largo plazo: 10 a�os, incluyendo 3 a�os de gracia (plazo de construcci�n)
� Deuda: Capital 75:25.
� Expectativas de la FIRR: 17.5%.
122. Las tasas de inter�s han sido vol�tiles, por lo tanto los resultados que se muestran
en el Cuadro 4.3 se presentan para tres condiciones diferentes de financiamiento;
septiembre de 2007 (antes de la crisis financiera, cuando los peruanos a�n estaban en una
posici�n de liquidez relativamente buena); octubre de 2008 (en el punto m�ximo del
colapso del sistema financiero global) y, en el momento de redactar este informe, finales
de enero de 2009 (cuando las tasas de inter�s se encontraban nuevamente en declinaci�n).
El precio financiero total estimado a fines del mes de enero, para alcanzar la FIRR del
17.5 por ciento, es de 5.52 centavos de US$ por kWh, y el precio requerido para la
energ�a firme es de 3.52 centavos de US$ por kWh, cuando el precio del mercado spot se
supone que contin�a las tendencias del per�odo 2007-2008.
Cuadro 4.3: Financiamiento respaldado por el balance general
Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero
2009
Tasas de inter�s
Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89%
Curva de rendimiento de Per� [%] 6.00% 8.50% 7.50%
Requerimientos de ingresos
Cargo por capacidad US$m 5.29 5.29 5.29
Ventas mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78
Licitaci�n energ�a firme US$m 25.11 27.60 26.59
Total RR US$m 40.18 42.67 41.66
Precio licitaci�n energ�a firme US$ centavos/kWh 3.32 3.66 3.52
Precio financiero total US$ centavos/kWh 5.32 5.65 5.52
Condiciones:
Capital [%] 25%
Plazo [a�os] 10 (incluido per�odo de
gracia)
Per�odo de gracia [a�os] 3
Tasa de inter�s: curva de 2.0%
rendimiento plus
FIRR meta [%] 17.5%
53
123. Las variaciones entre los proyectos incluidos en la muestra son presentadas bajo
la forma de una curva de oferta que muestre los MW disponibles a un precio financiero
total por kWh (es decir, el precio financiero promedio necesario para satisfacer los
requerimientos de ingresos para alcanzar una FIR del 17.5 por ciento; Figura 4.6).
Figura 4.6: Curva de Oferta, Costo Financiero Total para alcanzar una FIRR del 17.5%
(Financiamiento comercial, condiciones tasa de inter�s enero 2009)
124. Ninguno de los proyectos lograr�a el retorno requerido bajo las condiciones
actuales de ingresos de aproximadamente 4 centavos de US$ por kWh, es decir el ingreso
promedio de cada proyecto bajo las condiciones actualmente imperantes. Tal como se
muestra, esta cifra var�a entre 3.5 centavos de US$ por kWh (para los proyectos con
pagos por capacidad bajos) y 4.4 centavos de US$ por kWh.45
4.3.2 Financiamiento del proyecto � Project Financing
125. Las condiciones t�picas para este caso son:
� Tasa de inter�s: Curva de rendimiento + 2% (spread de la tasa corporativa
preferencial �tasa prime) + 3% riesgo del proyecto
� Deuda: Capital 65:35.
� Plazo: 10 a�os, incluido el per�odo de gracia de 3 a�os (durante el per�odo de
construcci�n).
� FIRR meta del 17.5%
45
Este precio alcanzable es el ingreso promedio de cada planta bajo las condiciones actuales y depender�
de numerosos factores espec�ficos del proyecto, tales como la determinaci�n de la potencia remuerable por
parte de OSINGERGMIN, y la combinaci�n de ventas en el mercado regulado, mercado spot y mercado
libre. La energ�a firme se vende en el mercado regulado, la energ�a no firme en transacciones en el mercado
spot y los pagos por capacidad de conformidad con las regulaciones.
54
126. Los m�s altos requerimientos de capital y las tasas de inter�s m�s altas reflejan el
riesgo m�s alto al prestamista ante la falta de un apoyo corporativo. Estos ser�an
supuestos conservadores, porque en realidad, un verdadero project financing incluir�a
varios requerimientos adicionales que incrementar�an los costos financieros totales,
incluyendo requerimientos de cuentas de garant�a (escrow) para el servicio de la deuda, la
participaci�n de una empresa de ingenier�a, adquisiciones y construcci�n (EPC) que
aumentar�an los costos de construcci�n, y varios requerimientos de comisi�n de ingreso y
seguro.
127. Los resultados se muestran en el Cuadro 4.4, nuevamente para los tres escenarios
de tasas de inter�s. El precio financiero total para enero de 2009 es de 6.19 centavos de
US$ por kWh, con un precio de licitaci�n para energ�a firme de 4.17 centavos de US$ por
kWh (comparado con 3.52 centavos de US$ por kWh para el financiamiento respaldado
por el balance general). Esto es consecuencia de los costos financieros mayores
asociados a los riesgos m�s altos de los prestamistas cuando no pueden recurrir a los
patrocinadores corporativos.
Cuadro 4.4: Financiamiento del Proyecto � Project Finance
Condiones al Sept 2007 Oct 2008 Fin enero
2009
Tasas de inter�s
Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89%
Curva de rendimiento de Per� [%] 6.00% 8.50% 7.50%
Requerimientos de ingresos
Cargo por capacidad US$m 5.29 5.29 5.29
Ventas mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78
Licitaci�n energ�a firme US$m 30.33 32.59 31.68
Total RR US$m 45.40 47.66 46.75
Precio licitaci�n energ�a firme US$ centavos/kWh 4.02 4.32 4.20
Precio financiero total US$ centavos/kWh 6.01 6.31 6.19
Condiciones:
Capital [%] 35%
Plazo [a�os] 10 (incluido per�odo de
gracia)
Per�odo de gracia [a�os] 3
Tasa de inter�s: curva de 5.0%
rendimiento plus
FIRR meta [%] 17.5%
128. Los ratios de cobertura de servicio de la deuda (DSCR) ser�an inadecuados: es
probable que se requiera un DSCR m�nimo de 1.25-1.35 para un project financing, nivel
que el proyecto t�pico no alcanza y cuyo DSCR en el primer a�o es de 1.07 (Figura 4.7).
55
Figura 4.7 DSCR y Flujos de Fondos para el Proyecto T�pico:
Financiamientodel Proyecto � Project Finance (enero 2009)
4.3.3 Financiamiento de un Banco de Desarrollo
129. En Brasil, el Banco Nacional de Desarrollo Econ�mico y Social, BNDES puede
financiar proyectos hidroel�ctricos a tasas de inter�s mucho m�s bajas y con plazos de
pr�stamo m�s prolongados que lo que est� actualmente disponible en un financiamiento
comercial o financiamiento de proyecto. Las condiciones t�picas ser�an:
� Tasas de inter�s: 6.25% m�s un spread del 0.9% =7.15% Esto ha permanecido sin
variaci�n desde septiembre de 2007.
� Plazo: 16 a�os (BNDES ofrece un plazo mayor de 20 a�os para proyectos que
superen los 1,000 MW).
� 70:30 Deuda: Capital.
� Per�odo de gracia hasta 6 meses a partir del inicio de la operaci�n comercial (es
decir, 4 a�os incluido el per�odo de construcci�n de 3 a�os).
130. El precio resultante de la energ�a firme es de 2.91 centavos de US$ por kW, con
un precio financiero total de 4.91 de centavos de US$ por kWh.
56
Cuadro 4.5: Financiamiento del Modelo del Banco de Desarrollo de Brasil
Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero
2009
Tasas de inter�s
BNDES [%] 6.25% 6.25% 6.25%
Requerimientos de ingresos
Cargo por capacidad US$m 5.30 5.30 5.30
Ventas mercado spot US$m 9.78 9.78 9.78
Licitaci�n energ�a firme US$m 22.0 22.0 22.0
Total RR US$m 37.1 37.1 37.1
Precio licitaci�n energ�a firme US$ centavos/kWh 2.91 2.91 2.91
Precio financiero total US$ centavos/kWh 4.91 4.91 4.91
Condiciones:
Capital BNDES
Participaci�n 30% 70%
Plazo (incluido per�odo de [a�os] 20
gracia)
Per�odo de gracia [a�os] 4
Tasa de inter�s [%] BNDES
Plus [%] 0.90%
FIRR meta [%] 7.15%
4.3.4 Financiamiento Combinado: Instituci�n Financiera Internacional (IFI) y
Bancos Comerciales
131. Varias IFI pueden ofrecer plazos de hasta 30 a�os para los pr�stamos, financiados
a tasas LIBOR. Por ejemplo, el Banco Mundial tiene varios proyectos (Turqu�a, Sri
Lanka, y Vietnam) en los que trabaja con los bancos comerciales locales para ofrecer
condiciones combinadas. En Turqu�a el Banco Mundial ha provisto US$250 millones y
tres bancos comerciales locales han provisto otros US$250 millones para crear un fondo
especial para el financiamiento de proyectos hidroel�ctricos. La Figura 4.8 ilustra los
acuerdos t�picos (para el caso del proyecto de Vietnam).
57
Figura 4.8 Acuerdo de Refinanciaci�n en Vietnam bajo el Proyecto de
Desarrollo de Energ�as Renovables del Banco Mundial
132. Con la participaci�n de la IFI, la parte de la deuda se dividir�a entre las
condiciones de los bancos comerciales y las condiciones de la IFI de la siguiente manera:
� Capital 30%; IFI 35%; pr�stamo comercial: 35%.
Condiciones comerciales:
� Tasa de inter�s: Curva de rendimiento + 2% (prime)
� Plazo del pr�stamo: 10 a�os, incluido el per�odo de gracia de 3 a�os
Condiciones de la IFI:
� Tasa de inter�s: LIBOR US$ a 6 meses + swap tasas de intereses + prima de
riesgo del tipo de cambio (3%)
� Plazo del pr�stamo: 30 a�os incluido el per�odo de gracia de 3 a�os
133. La magnitud de la prima (aqu� asumida en 3 por ciento sobre LIBOR) que
incorpora el riesgo de cambio no es algo evidente.46 Si la empresa del proyecto asume el
riesgo de cambio, el MoF podr�a tomar solamente un spread del 1 por ciento, pero
tambien podr�a establecer un fondo de amortizaci�n para cubrir el riesgo de cambio en el
servicio de la deuda (de este modo tendr�a el mismo efecto en los retornos financieros de
los accionistas que una tasa de inter�s m�s elevada). Si el MoF assume el riesgo del tipo
de cambio, entonces la tasa de re-pr�stamo ser�a un tema de negociaci�n (y de evaluaci�n
del riesgo de cambio por parte del MoF),47 puesto que cuanto m�s alta sea la tasa, mayor
46
Tambi�n habr�a el costo de un swap de tasas de inter�s (en el que la tasa LIBOR variable es convertida a
una tasa fija).
47
En algunos pa�ses, los Ministerios de Finanzas han establecido pol�ticas para las tasas de pr�stamo para
los pr�stamos de las IFI. Por ejemplo, en Vietnam, el MoF determina la tasa de pr�samo al 50 por ciento
del rendimiento del bono del gobierno a largo plazo para el pr�stamo en moneda local o la tasa de inter�s
58
ser� la cobertura del MoF para cubrir una depreciaci�n mayor de la esperada de la
moneda local.
134. La Figura 4.9 muestra el tipo de cambio entre el Nuevo Sol y el d�lar
estadounidense a partir de la reforma de la moneda de 1990. Hay tres per�odos
diferentes: a comienzos de la d�cada de 1990, tasas de depreciaci�n anual del 60 por
ciento, seguida de una fuerte reducci�n de aproximadamente el 8 por ciento anual en el
per�odo 1994-2000, y desde el a�o 2000, una apreciaci�n gradual respecto del US$.
Figura 4.9: Variaciones del tipo de cambio
135. El precio de licitaci�n de la energ�a firme cae a 2.12 centavos de US$ por kWh (a
las tasas de inter�s de fines de enero 2009), con un costo total de la energ�a de 4.11
centavos de US$ por kWh.
comercial de consenso (CIRR) de la OCDE (la cual para los plazos en US$ >8.5 a�os estaba en 3.82 por
ciento en diciembre 2008) como m�ximo para el pr�stamo para el tipo de cambio.
59
Cuadro 4.6 Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales
Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero
2009
Tasas de inter�s
Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89%
Curva de rendimiento de Per� [%] 6.00% 8.50% 7.50%
Requerimientos de ingresos
Cargo por capacidad US$m 5.30 5.30 5.30
Ventas mercado spot US$m 9.78 9.78 9.78
Licitaci�n energ�a firme US$m 15.37 16.68 16.05
Total RR US$m 30.45 31.75 31.12
Precio de la licitaci�n energ�a US$ centavos/kWh 2.03 2.20 2.12
firme
Precio financiero total US$ centavos/kWh 4.02 4.19 4.11
Condiciones:
Banco Capital
IFI Comercial
Participaci�n 35% 35% 30%
Plazo (incluido per�odo de [a�os] 30 10
gracia)
Per�odo de gracia [a�os] 5 3
Tasa de inter�s [%] LIBOR Rendimiento
C
Plus [%] 2.00% 2.00%
FIRR meta [%] 17.5%
136. Tal como se muestra en la Figura 4.10, el DSCR m�nimo es un s�lido 1.4, que
debe proveer el confort necesario para los bancos comerciales.
Figura 4.10: DSCR, Proyecto T�pico: Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales
137. La correspondiente curva de oferta (basada en la muestra de proyectos estudiados)
es mostrada en la Figura 4.11. Comparada al financiamiento comercial (Figura 4.5), la
curva de oferta se desplaza hacia abajo (es decir, a cualquier precio de energ�a dado, una
60
mayor capacidad resulta econ�mica) en aproximadamente 1.2-2.0 centavos de US$ por
kWh.48
Figura 4.11: Curva de Oferta en Base a Proyectos de la Muestra: Financiamiento
Respaldado por el Balance General y Financiamiento Combinado IFI+Bancos Comerciales
138. En este caso, tres de los proyectos ser�an financieramente viables al actual precio
financiero promedio (o alrededor de 4 centavos de US$ por kWh) gracias al
financimiento de una IFI � comparado con ning�n proyecto en el caso del financiamiento
comercial.49
4.3.5 Proyecto del Sector P�blico con Financiamiento de una IFI.
139. Un proyecto "cl�sico" del sector p�blico con financiamiento de una IFI ser�a bajo
los siguientes t�rminos:
� Plazo del pr�stamo: 30 a�os incluidos 5 a�os de gracia.
� Tasa de inter�s: LIBOR US$ (4.2%) + prima por riesgo de cambio (3%)
� Capital: 30 por ciento.
� Retorno sobre el capital del sector p�blico: 14 por ciento.
48
En el caso del proyecto t�pico, la diferencia es 5.52 � 4.11 = 1.41 centavos de por kWh.
49
No obstante, como se mencionara previamente, lo que se puede obtener a los precios actuales es
espec�fico del proyecto, porque el componente del cargo por capacidad del requerimiento ingresos depende
de la potencia remunerable evaluada de OSINERGMIN, y porque la mayor parte de los proyectos tendr�n
su propia combinaci�n de precios de energ�a en un mercado regulado, ventas libres en el mercado, y ventas
en el mercado spot.
61
Cuadro 4.7: Proyecto del Sector P�blico con Financiamiento de una IFI
Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero
2009
Tasas de inter�s
Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89%
Curva de rendimiento de Per� [%] 6.00% 8.50% 7.50%
Requerimientos de ingresos
Licitaci�n energ�a firmes US$m 5.29 5.29 5.29
Ventas Mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78
Cargo por capacidad US$m 10.37 12.53 11.46
Total RR US$m 25.44 27.60 26.53
Precio de licitaci�n energ�a firme US$ centavos/kWh 1.37 1.66 1.52
Precio financiero total US$ centavos/kWh 3.37 3.66 3.51
Condiciones:
Capital [%] 30%
Plazo [a�os] 30 (incluido per�odo de
gracia)
Per�odo de gracia [a�os] 5
Tasa de inter�s: curva de 2.0%
rendimiento plus
FIRR meta [%] 14.0%
140. El precio resultante de la energ�a firme es tan bajo como 1.52 centavos de
US$ por kWh � nuevamente la simple consecuencia de un plazo de pr�stamo muy largo.
Si la FIRR fuese la misma que para los proyectos del sector privado (17.5 por ciento), el
precio de la energ�a firme aumentar�a a 1.87 centavos de US$ por kWh, y de 3.51 a
3.87 centavos de US$ por kWh para el precio financiero total.
4.3.6 Comparaci�n de Escenarios
141. El Cuadro 4.8 resume los resultados de las distintas estructuras de financiamiento
para las tres condiciones de tasas de inter�s. Se observa que el ranking de precios
permanece sin variaci�n, independientemente de cu�l sea la tasa LIBOR y la curva de
rendimiento peruana: el financiamiento del proyecto (Project Financing) es el m�s caro,
y el financiamiento del sector p�blico es lo m�s econ�mico. Tambi�n se observa que los
escenarios que incluyen una parte de financiamiento del sector p�blico (IFI o
financiamiento a largo plazo o de origen nacional, que no est�n disponibles en esta
etapa), producen un precio de licitaci�n muy competitivo comparado con las actuales
condiciones del mercado (ver Cuadro 6.3 para los resultados de las recientes subastas de
energ�a).
62
Cuadro 4.8: Comparaci�n de Escenarios de Financiamiento: Precio de
Licitaci�n de Energ�a Firme Requerido para la Viabilidad Financiera
Precio de licitaci�n Comercial Financiamiento Financiamiento IFI+ Banco Proyecto
de energ�a firme en proyecto Banco Comercial del Sector
base a las Desarrollo P�blico
condiciones a: (Brasil) Financiado
por IFI
Septiembre 2007 3.32 4.02 2.91 2.03 1.37
Octubre 2008 3.66 4.32 2.91 2.20 1.66
Enero 2009 3.52 4.20 2.91 2.12 1.52
FIRR 17.5% 17.5% 17.5% 17.5% 14%
(sector
p�blico)
Plazo 10 10 16 20 30
(promedio)
Tasa de inter�s 11.5 14.5 7.8% 9.35% 7.2%
(promedio)
142. Los precios totales de energ�a (incluidos los pagos por capacidad y las ventas en
el mercado spot) se muestran en el Cuadro 4.9, en el que se observa que las condiciones
de la tasa de inter�s no tienen impacto en los costos relativos, siendo el m�s econ�mico la
opci�n del sector p�blico y el m�s caro la alternativa de financiamiento del proyecto.
Cuadro 4.9: Precio Financiero Total para Satisfacer Requerimientos de Ingresos
Costo financiero total Comercial Financiamiento Financiamiento Comercial Sector
en base a las proyecto Banco + IFI p�blico
condiciones a: Desarrollo
(Brasil)
Septiembre 2007 5.32 6.01 4.91 4.02 3.37
Octubre 2008 5.65 6.31 4.91 4.19 3.66
Enero 2009 5.52 6.19 4.91 4.11 3.51
143. Los proyectos del sector p�blico no tienen una buena reputaci�n, particularmente
en lo que respecta a sobrecostos en el per�odo de construcci�n. Los cr�ticos har�n notar
que la ventaja de costo de un proyecto del sector p�blico sugerido m�s arriba, ser�
erosionada por los incrementos de costos. No obstante, tal como muestra el Cuadro 4.10,
si el costo de inversi�n es excedido en un 30 por ciento, esto llevar� el precio de la
energ�a a 4.42 centavos de US$ por kWh, por debajo de modelo del Banco de Desarrollo
de 4.91 centavos de US$ por kWh, aunque levemente superior al del modelo combinado
IFI que alcanza 4.11 centavos de US$ por kWh. Y en el caso de que el costo sea
superado en un 50 por ciento en el caso de un proyecto del sector p�blico, ello llevar�a el
precio de la energ�a a 5.03 centavos de US$ por kWh, inferior a�n a las alternativas de
financiamiento comercial o project financing.
63
Cuadro 4.10 Impacto de los Incrementos de Costos de Capital del Proyecto
(condiciones de financiamiento a enero 2009)
Precio financiero
total de energ�a
US$ centavos/kWh
Pr�stamo comercial 5.52
Financiamiento del proyecto 6.19
IFI+comercial 4.11
Banco de Desarrollo (Modelo Brasil) 4.91
Sector P�blico 3.51
Sector P�blico, sobrecosto de 30% 4.42
Sector P�blico, sobrecosto de 50% 5.03
4.3.7 Sensibilidad de los Escenarios a los Supuestos
144. El an�lisis desarrollado m�s arriba est� sujeto a dos incertidumbres importantes,
principalmente el costo de construcci�n, y la meta del FIRR. El Cuadro 4.11 muestra el
precio de energ�a requerido para diferentes valores del FIRR e incrementos en los costos
de construcci�n (para el caso de financiamiento comercial): un incremento del 20 por
ciento en los costos de construcci�n �para un FIRR del 17.5 por ciento- eleva el precio de
energ�a requerido de 5.52 a 6.48 centavos de US$ por kWh.
Cuadro 4.11 Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR meta para el Proyecto T�pico,
Financiamiento Comercial, Precio Financiero Total, tasas de inter�s de enero 2009
(US$c-kWh)
FIRR meta Costos de capital
Base +10% +20%
10.0% 4.06 4.42 4.77
12.5% 4.53 4.93 5.33
15.0% 5.01 5.45 5.89
17.5% 5.52 6.00 6.48
20.0% 6.03 6.56 7.10
22.5% 6.53 7.12 7.70
25.0% 7.03 7.67 8.30
145. En el Cuadro 4.12 se muestra el correspondiente an�lisis de sensibilidad para el
financiamiento combinado privado + IFI.
64
Cuadro 4.12 Sensibilidad a los Costos de capital y FIRR meta para las condiciones de
Financiamiento combinado: IFI + Comercial, Precio Financiero Total,
tasas de inter�s de enero 2009, (US$c/kWh)
FIRR meta Costos capital
Base +10% +20%
10.0% 3.06 3.32 3.58
12.5% 3.37 3.64 3.92
15.0% 3.73 4.04 4.34
17.5% 4.11 4.45 4.79
20.0% 4.50 4.88 5.26
22.5% 4.91 5.33 5.75
25.0% 5.33 5.79 6.26
4.4 Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en la Viabilidad
Financiera de los Proyectos
146. El financiamiento con bonos de carbono es, potencialmente, una fuente
significativa de ingresos adicionales. Como se muestra en el Cuadro 4.13 para el caso de
un financiamiento comercial, los ingresos pueden aumentar en un 17.1 por ciento a US$
15/tonelada de CO2.
Cuadro 4.13 Impacto de Ingresos por Bonos de
Carbono en el Precio de la Electricidad
Precio del carbono US$/ton 5 10 15
Factor emisi�n Kg/kWh 0.58 0.58 0.58
US$/kg 0.005 0.01 0.015
Precio por kWh US$/kWh 0.0029 0.0058 0.0087
US$ centavos/kWh 0.29 0.58 0.87
Precio del mercado US$ centavos/kWh 5.52 5.52 5.52
Precio total US$ centavos/kWh 5.81 6.10 6.39
Incremento en el precio [ ] 5.0% 9.5% 13.6%
Nota: Factor de emisi�n en base al 5.67 MW del CDM aprobado del proyecto Ca�a Brava. Pero este
beneficio resultante de una metodolog�a aplicable a proyectos, solamente asciende a 15MW y no est�
disponible para proyectos de gran escala.
147. No obstante, el hecho de que este posible ingreso se pueda realmente materializar,
y, m�s importante a�n, que los futuros ingresos por bonos de carbono sean considerados
cre�bles por parte de los agentes de pr�stamo, est� sujeto a numerosas incertidumbres.
� Los ingresos por bonos de carbono pueden no conocerse en el momento de la
subasta, y por ende, ser fuertemente descontados por parte de los agentes de
pr�stamo y los oferentes.
� El registro del CDM para los proyectos hidroel�ctricos de gran escala ser� cada
vez m�s dif�cil a medida que los requerimientos adicionales sean m�s estrictos.
Los proyectos deben demostrar que la FIRR sin las ventas de CER es inferior a
las tasas cr�ticas de rentabilidad, y que la FIRR con las ventas de CER es superior
a la tasa cr�tica de rentabilidad.
� Las ventas por el CDM con posterioridad a 2012 est�n todav�a sujetas a un alto
grado de incertidumbre, y los compromisos de contratos despu�s de 2012, si los
hubiese, est�n sujetos a elevados descuentos.
65
En la actualidad existen tres mercados importantes para los bonos de carbono:
� Cr�ditos de Kyoto, en particular las Reducciones de Emisiones Certificadas
(CER). El precio promedio en el CDM en 2007 fue de US$ 16/tonelada de CO2
(Cuadro 4.14).
� Pagos de la Uni�n Europea (permisos de emisiones) bajo el Sistema de
Intercambio de Emisiones de la Uni�n Europea, que se comercializan en el Banco
Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de la Uni�n Europea (ECX).
El precio promedio en 2007 fue de US$ 25/tonenlada de CO2 (Cuadro 4.15).
� Cr�ditos voluntarios (VER): el principal mercado de reducciones voluntarias de
emisiones es el Banco Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de
Chicago (CCX) en el cual el bono de carbono se comercializa a US$6. En el
mercado minorista de bonos de carbono (para compensar los viajes de placer o
vacaciones) puede ser superior a los 20 euros.
Cuadro 4.14 Mercado del Mecanismo de Desarrollo Limpio
Cuadro 4.15 Mercado de la Uni�n Europea
Fuente: Para los Cuadros 4.15 y 4.16: "State and Trends of the Carbon Market," Banco Mundial, 2008.
148. El impacto de los ingresos por los bonos de carbono en el precio requerido de la
energ�a se muestra en la Figura 4.12: a US$ 15/tonelada de CO2, el precio de licitaci�n
disminuye de 5.5 a 4.8 centavos de US$ por kWh, y a 4.25 centavos de US$ por kWh
para un precio de US$ 30/tonelada de CO2. No obstante, teniendo en cuenta las
incertidumbres del proceso del CDM, y las crecientes dificultades en demostrar
adicionalidad, es poco probable que estos ingresos sean tomados en cuenta en subastas
por energ�a firme.
66
Figura 4.12: Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en el Precio
Financiero Total Requerido, Financiamiento respaldado por el Balance General,
tasas de inter�s de enero 2009, FIRR del 17.5%
4.5 Financiamiento de Proyectos Hidroel�ctricos: Riesgos y su Mitigaci�n
149. A�n antes de la reciente crisis financiera internacional, los proyectos
hidroel�ctricos siempre han sido el tipo de proyecto m�s dif�cil de financiar en el sector
el�ctrico. Estos proyectos intensivos en capital, con prolongados plazos de construcci�n,
y riesgos espec�ficos asociados al sitio de emplazamiento, son mal comprendidos por
banqueros y abogados, y est�n sujetos a la infatigable atenci�n de las ONG y de la prensa
respecto a su posible impacto ambiental y social � todas estas caracter�sticas ponen muy
nerviosos a los agentes de pr�stamo. El hecho de que muchos de estos asuntos no sean
directamente aplicables a los proyectos hidroel�ctricos de escala mediana que se han
analizado en este informe, poco sirve de alivio: a�n los proyectos de peque�a escala de 5-
20 MW enfrentan el escepticismo de los agentes de pr�stamo peruanos.
150. El financiamiento exitoso de los proyectos hidroel�ctricos requiere la
demostraci�n de que sus riesgos principales pueden ser mitigados satisfactoriamente.
Estos riesgos son:
� Riesgo de precio (ingreso menor al esperado cuando parte o todos los ingresos
depenr�n de precios del mercado)
� Riesgo de finalizaci�n (incluyendo los riesgos de demora por litigios durante la
etapa de construcci�n, costos superiores a los previstos, demoras debido a
problemas geot�cnicos o disputas por derechos de agua)
� Riesgo hidrol�gico (volumen de generaci�n de electricidad menor de lo esperado
debido a la falta de agua)
� Riesgo operativo (incapacidad de operar por fallas mec�nicas o problemas
operativos de la planta)
67
� Riesgo de colocaci�n/entrega de la producci�n (falla del comprador de recibir
energ�a por motivos de despacho, congestionamiento en el sistema de transmisi�n,
o falla de la l�nea de transmisi�n)
151. Estos riesgos fueron discutidos con los principales bancos peruanos, y la
percepci�n de dichos bancos sobre la importancia de cada uno de los riesgos se resume a
continuaci�n.
4.5.1 Riesgo de Precio
152. A nivel global, es un requisito imprescindible celebrar un acuerdo de compra de
energ�a (PPA) con un comprador solvente, por un plazo como m�nimo igual a la duraci�n
del per�odo de reembolso del servicio de la deuda, y con tarifas predecibles. La firma de
un PPA es un requisito previo absoluto en el momento de cierre de la operaci�n
financiera con el prop�sito de financiar un proyecto. No obstante, los bancos peruanos
no consideran el riesgo de precio como un problema importante para los proyectos de
generaci�n hidroel�ctrica. En el Per�, el mecanismo de precio es entendido con claridad,
y el riesgo es mitigado f�cilmente mediante el requisito de que cierta parte de la
producci�n sea cubierta por un PPA celebrado con grandes usuarios o empresas de
distribuci�n. La capacidad de pago de los participantes en el mercado peruano no
representa un problema. El requerimiento de cobertura de un PPA var�a entre los bancos
(y en todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad). Un banco indic� diferentes
requisitos para diferentes tecnolog�as de generaci�n, ya sea termoel�ctrica o
hidroel�ctrica: los proyectos t�rmicos requieren 75-100 por ciento de cobertura con un
PPA, mientras que los proyectos hidroel�ctricos pueden requerir el 50 por ciento o a�n
cero. Esto es un reflejo de la muy alta probabilidad de los proyectos hidroel�ctricos ser
despachados, y recibir as� el precio marginal del sistema en el mercado spot.
4.5.2 Riesgo de finalizaci�n
153. El riesgo de finalizaci�n constituye la principal preocupaci�n de los agentes de
pr�stamo, y en el caso de los proyectos hidroel�ctricos, es el riesgo m�s dif�cil de mitigar.
Los bancos consideran que la participaci�n de una empresa de ingenier�a, adquisici�n y
construcci�n (EPC) de reconocida reputaci�n, constituye la mitigaci�n apropiada para
este riesgo. La dificultad radica en que las garant�as de finalizaci�n asociadas al modelo
EPC tienen un costo muy elevado pues la participaci�n de una empresa de este tipo
implica un costo alto para el desarrollador. Los bancos son particularmente reacios al
riesgo de excavaci�n de t�neles.
154. A�n en el caso que los grandes patrocinadores corporativos formen entidades de
prop�sito especial (como es el caso del proyecto Plantanal de 220 MW que se est�
llevando a cabo sin una EPC, utilizando, en cambio, el departamento de ingenier�a de la
empresa), los bancos recurren a los patrocinadores por lo menos hasta la finalizaci�n.50
50
Este proyecto se ha descrito como "financiamiento del proyecto dependiendo de los recursos de los
patrocinadores" � pero esos recursos de los patrocinadores realmente lo transforman en un financiamiento
comercial normal, no en un verdadero financiamiento sin derecho de recurso.
68
155. La incertidumbre sobre los derechos de agua fue mencionada como uno de los
problemas principales, mayor aun que los riesgos geot�cnicos o de ingenier�a. Varios
proyectos sufrieron demoras por la tard�a intervenci�n de las ONG y de las comunidades
locales que cuestionan las decisiones adoptadas por el Gobierno Central. Existe acuerdo
general sobre la necesidad de contar con una nueva ley de Derechos de Agua, en la que se
debe estipular claramente la jurisdicci�n de los distintos organismos del Gobierno.
4.5.3 Riesgo hidrol�gico
156. Ni los bancos (ni los desarrolladores) parecieran estar preocupados por el riesgo
hidrol�gico. Sin embargo, el �nico banco que hizo menci�n a este riesgo, no hab�a
revisado ning�n proyecto nuevo, y expres� que, en dicho caso, contratar�an a un
consultor local para que realice la revisi�n de los supuestos hidrol�gicos. Otro banco
expres� que en el caso que un proyecto de generaci�n hidroel�ctrica de peque�a escala
s�lido enfrentara dificultades financieras como resultado de problemas con el flujo de
caja atribu�bles a varios a�os secos consecutivos, dicho proyecto simplemente ser�a
refinanciado.
157. En la pr�ctica internacional, los agentes de pr�stamo pueden exigir una cuenta de
garant�a (escrow) para el servicio de la deuda (que debe constituirse antes de que se
realicen los pagos de dividendos a los accionitas), suficiente para 3-12 meses de las
obligaciones de servicio de la deuda.
4.5.4 Riesgo operativo
158. Los bancos, con raz�n, consideran bajo a este riesgo. Para los proyectos de
generaci�n termoel�ctrica, los fabricantes de turbinas a gas ofrecen una muy alta
disponiblidad de garant�as, y se considera correctamente que las turbinas y generadores
para centrales hidroel�ctricas son altamente confiables.51 En la pr�ctica internacional,
cuando se prev�n considerables gastos de mantenimiento mayor (reemplazo del rotor de
turbina donde existen altas cargas y sedimento abrasivo), los agentes de pr�stamo pueden
exigir un fondo de garant�a para mantenimiento mayor.
51
Se manifest� cierta preocupaci�n sobre la confiabilidad de los equipos chinos, principalmente en relaci�n
con la forma en la que los equipos chinos son ofrecidos en Per�. Parece que los proveedores chinos que
aparecen en Per� son principalmente integradores que compran componentes de distintas fuentes en vez de
ser fabricantes de equipos originales, por lo cual surgen dudas sobre la calidad de las garant�as ofrecidas
por el fabricante. Sin embargo, las preocupaciones sobre la confiabilidad de los equipos chinos no son
definidas con claridad. El equipo turbina-generador chino se ofrece en Per� a precios que por lo general son
un 70 por ciento del precio establecido por los proveedores europeos, tales como Alsthom. Los precios
inferiores se corresponden con el pago de significativas penalidades relativas a la eficiencia (por ejemplo,
el 89 por ciento para las turbinas chinas contra el 93 por ciento para las turbinas de Alsthom).
69
4.5.5 Riesgo de colocaci�n de la producci�n
159. Al riesgo de colocaci�n de la producci�n se lo considera peque�o. Hay dos
fuentes posibles de riesgo: el incumplimiento del despacho, y el incumplimiento del
comprador en tomar la energ�a debido a fallas en la transmisi�n. Tal como se hiciera
notar, es muy poco probable el incumplimiento del despacho para un proyecto
hidroel�ctrico.
160. Estas percepciones del riesgo por supuesto que no son �nicas al Per�. La
experiencia mundial de las IFI indica que en el caso de proyectos hidroel�ctricos de
escala mediana de paso o pico diario los riesgos pueden ser administrados
satisfactoriamente, pues dichos proyectos solo requieren reservorios muy peque�os, y no
presentan problemas importantes de rehabilitaci�n y reubicaci�n, ni tampoco los
problemas geot�cnicos relacionados con las represas de gran escala. Los problemas
�nicos asociados con la mayor�a de los megaproyectos muy publicitados (Three Gorges
en China, Sardar Sarovar en India, y algunos de los proyectos brasileros de reservorios
con �reas de superficie muy grandes) no son relevantes en este caso.
4.6 Impacto de la Crisis Financiera Internacional en el Financiamiento de los
Proyectos Hidroel�ctricos
161. Conforme al an�lisis desarrollado en la secci�n precedente, el financiamiento de
los proyectos hidroel�ctricos es siempre dif�cil, por los riesgos mencionados y por la
naturaleza de largo plazo de ese tipo de inversiones. El impacto de la actual crisis
financiera internacional en las perspectivas del financiamiento de las centrales
hidroel�ctricas en el Per� no est� claro, en particular dada la incertidumbre que existe
sobre la duraci�n de la recesi�n mundial, y del tiempo que llevar� la restauraci�n de la
liquidez de los bancos. Sin duda, los indicios a la fecha de la redacci�n del presente
informe (enero 2009) sugieren que el proceso de restauraci�n de los balances generales y
niveles de reserva del sector bancario se prolongar� hasta bien entrado el a�o 2010. La
actual volatilidad de los mercados internacionales hace dif�cil formular predicciones
confiables.
162. Durante los primeros nueve meses de 2008, la inflaci�n en el Per� estuvo por
encima de la meta del 2% del Banco Central, y se esperaba que el a�o cerrar�a en 7.5-
8.0%. Las tasas de inter�s subieron en 2008 (ver curvas de rendimiento en la Figura 4.1),
y la tasa de inter�s interbancaria en Soles actualmente se encuentra en 6.5%, su punto
m�s elevado en siete a�os. Sin embargo, espera una disminuci�n en 2009 a medida que se
reduzcan las presiones inflacionarias.
163. No obstante, con la fuerte ca�da de los precios del petr�leo y la importaci�n de
alimentos en el �ltimo trimestre, las tasas de inflaci�n y de inter�s bien podr�n declinar
en 2009. Lamentablemente, el precio de las principales exportaciones mineras de Per�
tambi�n han ca�do (el precio actual del cobre es de US$3,170,52 muy por debajo de su
52
Mercado de Metales de Londres, 12 de enero de 2009, comprador contado Grado A.
70
punto m�ximo de US$8,940/tonelada en julio de 2008 (si bien ese precio record fue en
parte consecuencia de una huelga minera).53
164. De este modo, las expectativas de crecimiento del Producto Bruto Interno para
Per� en 2009 caer�n del 9.5% a aproximadamente 4%, cifra que todav�a est� por encima
de las tasas de crecimiento esperadas de la Organizaci�n para la Cooperaci�n y el
Desarrollo Econ�mico, OCDE. Al igual que en otras partes, el Gobierno ha anunciado
un paquete de est�mulo, y a fin de proveerles m�s liquidez a los agentes de pr�stamo, el
Banco Central ha reducido recientemente los requerimientos de reservas en moneda local
y extranjera (ha bajado el requerimiento de reserva legal m�nimo al 7.5 por ciento de los
dep�sitos -del 9 por ciento anterior- y el requerimiento de moneda extranjera lo ha
reducido del 35 por ciento a 30 por ciento).
165. A�n hace 18 meses, cuando la posici�n de liquidez de los bancos peruanos era
relativamente buena, los requerimientos para pr�stamos eran muy conservadores � y es
muy poco probable que sea menos conservador en el actual contexto de alta volatilidad.
En 2009, ser� dif�cil el financiamiento comercial a largo plazo que es necesario para los
proyectos hidroel�ctricos. Es probable que los proyectos que encuentren mayores
dificultades de financiamiento sean los proyectos hidroel�ctricos peque�os
promocionados por empresas relativamente d�biles desde el punto de vista financiero; y
algunos proyectos propuestos por empresas mineras (en tanto que la fuerte ca�da de los
precios de los commodities haya impactado en los flujos de caja de las empresas
mineras).
166. En resumen, las perspectivas del financiamiento comercial para los proyectos
hidroel�ctricos que requieren largos plazos, son actualmente pobres; y las perspectivas
para un financiamiento sin derecho de recurso (Project financing) para los proyectos
hidroel�cticos, son a�n m�s escasas. Todo ello sugiere que es poco probable obtener
financiamiento en el corto plazo para proyectos nuevos, salvo que haya participaci�n de
las instituciones financieras internacionales.
4.7 Conclusiones sobre la Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroel�ctricos
en Per�
167. Las conclusiones m�s destacadas del an�lisis desarrollado en este cap�tulo son las
siguientes:
1. Los precios financieros de la energ�a muestran una gran variaci�n entre los
distintos proyectos: en igualdad de circunstancias, el precio financiero total (es
decir, el precio promedio necesario para satisfacer los requerimientos de ingresos
para alcanzar la meta del retorno sobre el capital, los costos operativos y el
servicio de la deuda), var�a seg�n los proyectos incluidos en la muestra entre 4.8 y
53
Los precios del cobre, zinc, plomo, plata y gas natural, que representan el 60 por ciento de los ingresos
procedentes de las exportaciones de Per�, han ca�do a la mitad desde principios de julio 2008.
71
9.6 centavos de US$ por kWh (para el financiamiento comercial con tasas de
inter�s de enero 2009).
2. Los precios requeridos para una viabilidad financiera tambi�n muestran una gran
variaci�n seg�n la estructura de financiamiento. Para el proyecto t�pico, y con las
actuales condiciones de tasas de inter�s, el precio total del financiamiento var�a
entre un m�ximo de 6.19 centavos de US$ por kWh para una estructura de Project
financing y un m�nimo de 3.51 centavos de US$ por kWh para un proyecto del
sector p�blico (para enero 2009). A�n cuando se descarten estos dos casos
extremos, el rango del precio financiero entre un financiamiento comercial com�n
(financiamiento respaldado por el balance general como lo ilustra el proyecto El
Plantanal en ejecuci�n) y un financiamiento con participaci�n de una instituci�n
financiera internacional, est� entre 5.52 centavos de US$ por kWh y 4.11
centavos de US$ por kWh respectivamente.
3. Se puede argumentar que una buena central hidroel�ctrica, tal como el proyecto
t�pico, podr�a ser marginalmente competitiva, si se la compara con los resultados
de las �ltimas subastas de energ�a realizadas en Per�. No obstante, esto ser�a
posible solamente para los proyectos que tienen un fuerte respaldo corporativo y
que tienen acceso a un financiamiento comercial (respaldado por el balance
general de la empresa).
168. En el momento de redactarse el presente informe, los mercados financieros
mundiales se encuentran en estado de desorden, y las tasas de inter�s y las posiciones de
liquidez cambian r�pidamente. No es probable que se alcance una situaci�n normal para
el financiamiento de proyectos nuevos hasta que no se hayan resuelto los problemas de
los activos t�xicos de los principales bancos, y que la econom�a global reanude su
crecimiento econ�mico; algo que probablemente no suceda hasta fines de 2009 � 2010, o
quiz�s m�s adelante.
169. No obstante, la discusi�n analizada anteriormente sobre las alternativas de
financiamiento, permite formular un n�mero de conclusiones que son v�lidas cualquiera
que sean las condiciones del mercado:
� Para la inversi�n intensiva en capital de largo plazo, una condici�n esencial es el
plazo m�s largo de los pr�stamos para hacer bajar los precios financieros de la
energ�a. Las instituciones financieras internacionales podr�an desempe�ar un
papel importante en la reducci�n de los costos de financiamiento de los proyectos
hidroel�ctricos (aproximadamente en un 25 por ciento); a�n cuando se lo combine
con los pr�stamos comerciales de plazos m�s cortos, el resultado final de los
plazos m�s largos es una significativa reducci�n en el precio financiero promedio.
Como se podr�a esperar, esta ventaja se mantiene independientemente de las tasas
de inter�s imperantes � cualquiera que sea la tasa, un proyecto en el que participe
una instituci�n financiera internacional puede ofrecer un precio financiero inferior
a aquellos limitados al financiamiento comercial o al project financing.
72
� El financiamiento de proyectos con ingresos propios para los proyectos
hidroel�ctricos de mayor escala ser� muy dif�cil. A�n en condiciones de mercado
relativamente normales, los bancos comerciales peruanos son reacios a soportar el
riesgo de finalizaci�n.
� Los ingresos de carbono para los proyectos hidroel�ctricos de mayor escala
pueden representar una diferencia significativa, pero est�n actualmente sujetos a
un alto grado de incertidumbre sobre las ventas de carbono con posterioridad al
proceso de CDM de 2012, y tienen grandes descuentos si hay disponibilidad de
ellos. Adem�s, los requerimientos de adicionalidad se est�n haciendo m�s
estrictos.
170. Bajo las actuales condiciones del mercado de generaci�n de electricidad, sin lugar
a dudas, �nicamente se pueden financiar proyectos excepcionales sobre la base de FIRR
convencionales de referencia. Como se indicara en el caso del proyecto El Plantanal,
algunos proyectos hidroel�ctricos son implementados por consorcios industriales a modo
de protecci�n contra futuras interrupciones del suministro de electricidad, mas no como
negocios rentables para suministrar electricidad al mercado local en su conjunto.
171. A fines de 2008, la percepci�n general pesimista sobre la vialidad de los
proyectos hidroel�ctricos disminuy� en cierta medida ante las condiciones inusualmente
altas del mercado spot (ver Figura 4.3), que present� durante un largo per�odo precios
considerablemente superiores al precio regulado del mercado. Dado que los proyectos
hidroel�ctricos tienen asegurado el despacho bajo los acuerdos vigentes, estos
incrementos de precio han estado alentando a los desarrolladores. Lamentablemente, esto
tuvo lugar justo antes que la crisis financiera se desatara y en los �ltimos 6 meses no se
han visto signos de que los proyectos est�n llegando al cierre de una operaci�n financiera,
a pesar de que el inter�s se ha incrementado.
73
Recuadro 4.2 El Proyecto T�pico
Con motivo de los c�lculos de este informe, en particular para la evaluaci�n de las opciones
alternativas de financiamiento, se consider� �til definir un "proyecto t�pico" que sea representativo
de la muestra de proyectos.
Este proyecto t�pico tiene las caracter�sticas promedio de los 7 mejores proyectos, a saber:
� Capacidad 146 MW
� Factor de planta 0.6
� Costo de capital US$1,346/kW
� ERR a US$4.4/mmBTU = 14.7%
� Costo econ�mico de producci�n = 4.34 centavos de US$ por kWh
Desglose de Costos
.
74
5. MARCO HABILITANTE: CONCESIONES PARA LAS INVERSIONES
EN PROYECTOS HIDROEL�CTRICOS Y GESTI�N DE LOS
DERECHOS DE AGUA
172. El marco legal y regulador de Per� tiene como base la Ley de Concesiones
El�ctricas (LEC) y sus reglamentos en los que se establece un sistema de autorizaciones y
concesiones temporales y definitivas, el cual se ha visto modificado en varias
oportunidades en los �ltimos a�os. El presente cap�tulo revisa los procedimientos de
concesiones para centrales hidroel�ctricas, los procedimientos para obtener los derechos
de agua y los derechos de paso, as� como tambi�n los procedimientos actuales para la
preparaci�n de los estudios de impacto ambiental y social.
5.1 Concesiones para las centrales hidroel�ctricas
173. Para el uso de la propiedad p�blica (agua y potencialmente terrenos) es necesario
contar con una concesi�n o la autorizaci�n para expropiar terrenos de propiedad privada,
mediente declaraci�n previa de la necesidad de dicha expropiaci�n. Cuando las centrales
hidroel�ctricas suministran electricidad a la red, cumplen con un servicio p�blico para el
que se requiere tambi�n una concesi�n. La legislaci�n vigente establece dos tipos de
concesiones para los proyectos hidroel�ctricos: concesiones temporales y definitivas.
174. En el Anexo 4 se presentan los procedimientos y requerimientos para las
concesiones temporables y definitivas.
5.1.1 Concesiones Temporales
175. Una concesi�n temporal permite el uso de la propiedad p�blica y derechos de
paso temporales. A su vez, el concesionario est� obligado a realizar estudios de
factibilidad para la generaci�n y transmisi�n de electricidad. Una concesi�n temporal no
otorga exclusividad sobre el �rea en cuesti�n y �sta se puede otorgar a m�s de un
solicitante (lo mismo es pertinente para el derecho de agua a fin de llevar a cabo
estudios).
176. Se puede otorgar una concesi�n temporal54 por un plazo de hasta dos a�os, y la
misma puede ser renovada una sola vez, por dos a�os consecutivos adicionales. La
pr�rroga de las concesiones temporales se justifica s�lo en base a casos de fuerza mayor,
es decir, cuando se necesita una pr�rroga de la concesi�n para finalizar los estudios por
causas que est�n fuera del control del desarrollador del proyecto.
54
Las concesiones temporales est�n reglamentadas en el art�culo 23 de la ECL, en sus art�culos 30-33 de las
reglamentaciones y en el Texto �nico de Procedimientos Administrativos CEO2 Anexo 1.
75
5.1.2 Concesiones Definitivas
177. En virtud del Decreto Legislativo 1002,55 todas las centrales hidroel�ctricas con
una capacidad instalada de 500 kW y superior deben contar con una concesi�n
definitiva.56 Estas concesiones se otorgan por un plazo indefinido y permiten que el
Estado otorgue derechos de agua. Las concesiones definitivas permiten el uso de la
propiedad p�blica y el derecho a obtener la aplicaci�n de derechos de agua (que pueden
ser permanentes o por expropiaci�n en caso de ser necesario) para la construcci�n y
operaci�n de una central que genera electricidad y para construcciones relacionadas tales
como las l�neas de transmisi�n.
178. Una concesi�n definitiva puede expirar (cuando no se cumplen algunas de las
cl�usulas del contrato, las obligaciones de mantenimiento, o si la central no ha operado
durante 876 horas por a�o calendario) o el concesionario puede cederla.
179. El sistema actual de concesiones definitivas presenta unas pocas deficiencias que
ameritan una revisi�n;
Las concesiones definitivas se pueden otorgar en una etapa cuando un proyecto
tiene todav�a que cumplir con numerosas condiciones necesarias para su
verdadera implementaci�n, especialmente el financiamiento. Teniendo en cuenta
que una concesi�n definitiva otorga derechos exclusivos para el sitio de
emplazamiento de un proyecto, esta condici�n a menudo obstruye el desarrollo de
un proyecto dado que los derechos pueden darse a grupos que no est�n preparados
para proceder con la construcci�n y/o son financieramente d�biles. Asimismo,
puesto que el otorgamiento de una concesi�n implica el fin de cualquier
competencia para el proyecto, ser�a conveniente otorgarla despu�s de haber
realizado un proceso competitivo para �ste, por ejemplo, en una subasta. Este
�ltimo punto es particularmente relevante para los proyectos de gran escala en los
que es de inter�s nacional que se desarrollen en la manera m�s eficiente.
Las concesiones definitivas son indefinidas en el tiempo, es decir, no tienen una
fecha de finalizaci�n. Esta pol�tica debe ser revisada porque no es consistente con
lo que es la pr�ctica com�n (por ejemplo, contratos BOOT) en el �mbito de la
generaci�n de electricidad.
5.1.3 Otros Requerimientos a Nivel Local
180. Adem�s de las concesiones temporales y definitivas, una central hidroel�ctrica
necesita una concesi�n para generaci�n y transmisi�n (para poder operar dentro del
sistema el�ctrico) y otros permisos locales, tales como:
55
Decreto Legislativo No. 1002 Decreto Legislativo de Promoci�n de la Inversi�n para la Generaci�n de
Electricidad con el Uso de Energ�as Renovables, El Peruano 2 de mayo de 2008.
56
Las concesiones definitivas est�n estipuladas en la Ley de Concesiones El�ctricas en sus art�culos 3, 6,
22, 25 y 28; y en los art�culos 37 a 43, 53 y 54 de sus reglamentaciones, en el Texto �nico para
Procedimientos Administrativos (TUPA) CEO1 Anexo 1 y en el Decreto Legislativo No. 1002 (para las
Concesiones Definitivas para la Generaci�n de Electricidad con el Uso de Energ�as Renovables).
76
� Permiso de planificaci�n y construcci�n para permitir la construcci�n en el
terreno.
� Permisos necesarios en distintas etapas para los diferentes segmentos de la central
(t�neles, turbinas, etc.).
� Permisos relacionados a las instalaciones y asuntos de personal, tales como
permisos de trabajo, etc.
5.2 Derechos de Agua
181. Los procedimientos para obtener los derechos de agua se presentan en el Anexo 4.
El Cuadro 5.1 muestra el complejo v�nculo entre las concesiones para proyectos
hidroel�ctricos y los derechos de agua en las distintas etapas de un proyecto. Cabe notar,
sin embargo, que estos procesos est�n sufriendo modificaciones a ra�z de la creaci�n de la
Autoridad Nacional del Agua que asumir� muchas de las responsabilidades del INRENA.
Cuadro 5.1 � Procesos de Concesiones y Permisos de Derecho de Agua
Etapa del Proyecto Proceso de Concesi�n Proceso de Permiso de Derecho de
Agua
ESTUDIOS Concesi�n Temporal: otorgada por el Autorizaci�n para realizar los
MEM por un plazo m�ximo de 4 estudios: no es exclusiva, pero es
a�os. No otorga derechos exclusivos necesaria para obtener una concesi�n
si no la autorizaci�n para estudiar el temporal. INRENA aprueba dichos
proyecto. estudios.
PREVIO A LA Concesi�n Definitiva: otorgada por el En esta etapa el INRENA debe haber
CONSTRUCCI�N MEM. Otorga derechos exclusivos revisado y expresado su opini�n sobre
para la construcci�n y operaci�n de el Estudio Ambiental presentado para
la central hidroel�ctrica. Previo al el proyecto, y debe haber aprobado
otorgamiento de la Concesi�n tambi�n los estudios finales del
Definitiva, se deben aprobar un proyecto.
Estudio del Impacto Ambiental y un El permiso de uso de agua antes de
Plan de Manejo de la Cuenca a modo que comience la construcci�n: el
de pre-requisito. INRENA debe otorgar un permiso de
Una vez que la Concesi�n Definitiva uso de agua para la generaci�n de
es otorgada, el proyecto puede electricidad antes de que comience la
solicitar el Certificado de construcci�n del proyecto. Se deben
Inexistencia de Restos Arqueol�gicos especificar los vol�menes de agua y
(CIRA), necesario para comenzar la los patrones de uso. Previamente se
construcci�n del proyecto. debe obtener la opini�n de la
Asociaci�n de Usuarios a trav�s de la
Administraci�n T�cnica de Riego
afectada.
FASE DE Otros permisos a nivel local tales
CONSTRUCCI�N como el permiso de planificaci�n y
construcci�n, seguridad y
reglamentaciones de seguridad en el
trabajo para el personal.
77
182. Una nueva Ley de Recursos de Agua fue aprobada por el Congreso el 13 de
marzo de 2009,57 puesto que a la antigua Ley General de Aguas58 se la consideraba
obsoleta. No obstante, en los �ltimos a�os, nuevas leyes59 han tratado de simplificar y
aclarar los procedimientos, centralizar la reglamentaci�n del agua enfatizando la
necesidad de combatir la discrecionalidad y los conflictos de intereses existentes en esta
�rea y para asegurar que los funcionarios p�blicos est�n t�cnicamente entrenados y
familiarizados con estas cuestiones complejas. Se han regulado importantes sectores sin
el apropiado consenso gracias a los poderes legislativos especiales que fueron otorgados
al Ministerio de Agricultura para mitigar cualquier potencial impacto negativo que pueda
originarse por el acuerdo de libre comercio firmado con los EE.UU para el sector
agricultura.
Recuadro 5.1: La Nueva Ley de Agua
.
� La nueva ley de agua declara al agua un bien p�blico y conserva algunos aspectos de la antigua
ley de agua, tales como los derechos de agua no transferibles, la posibilidad de revocar los
derechos de agua si no se paga la tarifa y el viejo orden de prioridades en cuanto a su uso.
� Es una ley actualizada que aplica cambios en la legislaci�n de agua tal como la nueva
Autoridad Nacional del Agua (ANA), que depender� ahora del Ministerio del Ambiente. Las
tarifas est�n mejor definidas, y los usuarios tienen una mayor participaci�n en la ANA a trav�s
de los consejos de cuenca de r�o y de las asociaciones de usuarios de agua.
� El proyecto crea un proceso de registro constitutivo que ha demostrado ser, en otros pa�ses
como Chile, dif�cil de reconciliar con los derechos de los nativos y tradicionales.
� El canon h�drico lo elimin� el Congreso en su sesi�n del 1 de marzo de 2009, y nunca fue
restituido.
� Dos desaf�os importantes son las restricciones presupuestarias para hacer cumplir dicho
esquema sofisticado de manejo de agua y las limitaciones de capacidad (si bien el marco
institucional a nivel local ha sido notablemente simplificado).
183. Si bien la nueva Ley de Recursos H�dricos (Recuadro 5.1) aporta cambios
importantes (a�n debe ser reglamentada):
� Los permisos de uso de agua ser�n ahora emitidos por la Autoridad Nacional del
Agua (art�culo 47 de la Ley 393478).
57
Ley 393478 Ley de Recursos H�dricos.
58
Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas, El Peruano, 24 de julio 1969.
59
Decreto Supremo 005-2006-AG, Establece disposiciones para el cumplimiento del requisito establecido
en el literal b) del articulo 25 de la Ley de Concesiones El�ctricas, sobre licencia de uso de agua para
fines de generaci�n de energ�a hidroel�ctrica, El Peruano 10 de febrero 2006; Decreto Supremo 078-2006-
AG, Dictan disposiciones en materia de aguas sobre dependencia de las Administraciones t�cnicas de los
Distritos de Riego y para uniformizar procedimientos administrativos a nivel nacional, El Peruano 28 de
diciembre 2006; Decreto Legislativo 1081, Decreto Legislativo que crea el sistema nacional de recursos
h�dricos, El Peruano 28 de junio 2008.
78
� Las comisiones multisectoriales juegan un papel importante en la estructura de la
ANA. En dichas comisiones hay representantes de sectores tales como vivienda,
energ�a y agricultura.
� La tarifa es utilizada de tal manera que permite la operaci�n de cada sector. Sin
embargo, adem�s de esta tarifa, la ley crea lo que se llama Retribuci�n Econ�mica
por el Uso del Agua, que debe ser pagado por todos los usuarios y que tiene en
cuenta el mantenimiento del sistema de manejo de las cuencas de r�os.
184. El Decreto Legislativo 1081 de junio de 2008, crea el Sistema Nacional de
Recursos H�dricos, un organismo integrado y multisectorial que incluye a la nueva
Autoridad Nacional del Agua dentro del Ministerio del Ambiente que es quien otorga los
permisos de agua (de hecho, la Autoridad Nacional del Agua es la antigua Direcci�n de
Recursos H�dricos dependiente del INRENA). Tambi�n crea los Consejos de Cuenca,
organismos interdisciplinarios que dependen de la Autoridad Nacional del Agua.
185. No obstante, hay cuestiones cr�ticas que todav�a deben resolverse, tal como la
falta de una representaci�n apropiada de todos esos sectores interesados, incluyendo la
poblaci�n ind�gena y otros grupos de la comunidad local, y de los mecanismos adecuados
para resolver los frecuentes conflictos que se plantean relacionados con el agua
(especialmente su calidad y volumen).60 As� mismo, independientemente de si existe un
canon h�drico establecido por ley, las partes interesadas est�n de acuerdo en que dicho
canon h�drico no se est� aplicando en los proyectos hidroel�ctricos. La ausencia de un
mecanismo efectivo para compartir los beneficios es de particular importancia por las
siguientes razones:
Dicho mecanismo servir�a para alinear los intereses de los grupos afectados y los
desarrolladores proyectos, creando un veh�culo de inter�s com�n. Ante la falta de
dicho canon, las comunidades afectadas tienen un incentivo limitado, o ning�n
incentivo, para apoyar un proyecto puesto que perciben que no compartir�n sus
beneficios.
Un canon servir�a para el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer la
relaci�n entre el Estado, la comunidad y el proyecto.
5.3 Procedimientos Actuales para la Evaluaci�n del Impacto Ambiental y Social
186. La legislaci�n actual establece dos tipos de Estudios Ambientales para las
centrales hidroel�ctricas, seg�n la capacidad instalada: un Estudio de Impacto Ambiental
(EIA) para las centrales con una capacidad superior a los 20 MW y una Declaraci�n de
Impacto Ambiental (DIA) para aquellas centrales hidroel�ctricas con una capacidad entre
60
Un sistema innovador e interesante para resolver las controversias de agua, es el control participativo del
agua. En Cajamarca se utiliz� un prototipo de ese sistema (Oficina del Asesor en Cumplimiento, CAO -
Monitoreo Participativo del Agua. Gu�a para Prevenir y Manejar el Conflicto, CAO 2008.)
79
500 KW y 20 MW.61 Adem�s, los estudios ambientales que se presenten para una central
hidroel�ctrica deben incluir un Plan de Manejo de Cuenca.
187. Si bien las evaluaciones ambientales para proyectos de energ�a se vienen
preparando desde medidados de la d�cada de 1990, a�n persiste un conjunto de
problemas que deben resolverse junto con el conflicto inherente al rol del MEM en tanto
promotor y regulador de proyectos.
� El principal obst�culo para la correcta implementaci�n de los estudios
ambientales es la falta de lineamientos �tiles para su ejecuci�n, la d�bil
supervisi�n por parte de los organismos del gobierno y ninguna evaluaci�n
independiente del impacto social y ambiental. Las restricciones presupuestarias
del MEM y la falta de experiencia para controlar los estudios constituyen las dos
razones principales.
� El Cap�tulo 2 hace referencia a la calidad poco satisfactoria de los estudios que se
realizan. La calidad de los estudios y el proceso mismo podr�a beneficiarse con el
fortalecimiento de dichos lineamientos haciendo uso de la valiosa experiencia
internacional, tales como las salvaguardas del Banco Mundial, y otros. No existe
una revisi�n independiente y consistente de todos los estudios por parte de un ente
auditor del MEM.
� Si bien la Orden Ministerial 535-2004-MEM/DM establece los requisitos que
garantizan la participaci�n de las partes afectadas en los estudios ambientales a
trav�s de audiencias p�blicas, raras veces ello se cumple satisfactoriamente. Su
ambig�edad dificulta su cumplimiento, la responsabilidad de garantizar su
implementaci�n descansa en la Direcci�n General de Asuntos Ambientales
Energ�ticos (DGAAE). Esta falencia es especialmente importante cuando se trata
de proyectos en las cuencas del Amazonas que probablemente afecten a la
poblaci�n ind�gena.
� No existe un canal regular o adecuado de comunicaci�n entre el Estado, los
desarrolladores privados y las comunidades afectadas durante toda la vida �til del
proyecto.
� La informalidad que rodea a los t�tulos de propiedad, la debilidad de las
instituciones comunales y la falta de alternativas para la compensaci�n
econ�mica, aspecto tradicional en los casos de expropiaci�n, pueden demorar
considerablmente el per�odo de construcci�n de un proyecto.
5.3.1 Estudio de Impacto Ambiental
188. Se necesita realizar un Estudio de Impacto Ambiental, tal como se detalla en el
Anexo 4, cuando la central generadora de electricidad tiene una capacidad instalada
superior a los 20 MW. Este estudio debe identificar y evaluar todo el impacto directo e
indirecto posible, incluyendo los aspectos biol�gico, f�sico, cultural y socioecon�mico.
61
Ambos reglamentados en R.D 008-97-EM (Niveles M�ximos Permisibles de Emisiones para las
Actividades El�ctricas) y D.S 029-94-EM (Normas para la Protecci�n Ambiental en las Actividades
El�ctricas).
80
En el MEM est�n disponibles los lineamientos en caso de necesitarlos tal como se
menciona m�s arriba.
189. El estudio debe incluir Planes de Manejo Ambiental (PMA), que tratar�n de
minimizar, evitar o compensar los efectos negativos y cualquier beneficio potencial,
especialmente las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales.
5.3.2 Planes de Manejo de Cuenca
190. Estos planes forman parte del Estudio de Impacto Ambiental de un proyecto
hidroel�ctrico. El plan de manejo establece los lineamientos y medidas para el manejo y
administraci�n de los aspectos hidrol�gicos y los recursos h�dricos.
5.4 Derechos de Paso
191. Un derecho de paso o servidumbre de paso es un privilegio para pasar por el
terreno de otro, por el cual el tenedor del derecho de servidumbre adquiere solamente un
usufructo razonable y habitual de la propiedad, y el propietario del terreno retiene los
beneficios y privilegios de la propiedad compatible con la servidumbre de paso.
192. Para las concesiones definitivas, los derechos de paso son aplicados por el Estado
y el propietario de la tierra no puede rechazar su imposici�n, la que se ejecuta otorgando
una compensaci�n o alquilando la tierra sobre la que se aplicar� el derecho de paso.
193. Los derechos de paso pueden ser temporales o permanentes, y el concesionario
debe solicitar a la Direcci�n General de Electricidad, DGE su aplicaci�n (puesto que es el
Estado quien har� cumplir el derecho de paso) y presentar un informe descriptivo y
explicativo. Los mismos deben especificarse cuando se solicita la obtenci�n de una
concesi�n temporal y definitiva.
5.4.1 Cuestiones y Asuntos Actuales
� Existen irregularidades en relaci�n con el registro de la tierra y la capacidad de
aplicar el derecho de paso. Uno de los problemas es el actual sistema dual que
distingue entre propiedad y posesi�n. Si se trata del �ltimo caso, o la tierra
pertenece a una comunidad, es m�s dif�cil aplicar el derecho de paso62.
� Con frecuencia el proceso se demora por problemas existentes en el registro de
los derechos de paso y las propiedades afectadas.63
� Algunas veces las expectativas no son manejadas apropiadamente.
62
Por ejemplo, con frecuencia ha sido extremadamente dif�cil la selecci�n de canteras que se necesitan para
la construcci�n.
63
Por ejemplo, los derechos de paso solamente se pueden registrar electr�nicamente y archivarse con la
documentaci�n de la concesi�n definitiva cuando los terrenos todav�a no se han registrado. De lo contrario,
aparecer�n en el Registro de la Tierra pero no en el archivo electr�nico de la concesi�n y esto puede hacer
m�s lento el proceso de compensaci�n.
81
� Las rivalidades entre comunidades son a menudo ignoradas, aumentando as� el
riesgo de conflictos entre los distintos grupos afectados.
� Los talleres y audiencias p�blicas con frecuencia no est�n bien organizados, se
realizan en lugares inapropiados, sin la adecuada traducci�n, y no tienen en cuenta
las caracter�sticas individuales de cada comunidad. Es necesario promover la
legitimidad otorgando un adecuado nivel de participaci�n, el acceso a la
informaci�n y deliberaci�n.
� Falta un marco legal que permita una efectiva evaluaci�n del impacto social de un
proyecto y un acuerdo social, incluyendo la poblaci�n ind�gena y otros grupos de
la comunidad local. El sector hidroel�ctrico podr�a beneficiarse con un canal
permanente de informaci�n, como otros sectores energ�ticos ya han
implementado. Este plan de evaluaci�n social tendr�a un enfoque definido,
estipulando la documentaci�n y estudios requeridos, el proceso de aprobaci�n, el
marco y los plazos de entrega, los acuerdos alcanzados, implementaci�n y control.
Dicho estudio se realizar�a en forma independiente pero se lo integrar�a en el
estudio ambiental.
194. Por su sensibilidad e importancia en esos casos de contar con una buena relaci�n
desde el inicio, la aplicaci�n de los derechos de paso y las expropiaciones, y los
mecanismos disponibles para permitir el di�logo y compartir la informaci�n, es necesario
que se le preste la atenci�n apropiada durante la vida �til del proyecto, y se debe incluir
un exhaustivo y sistem�tico an�lisis social en todo estudio ambiental.
5.5 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueol�gicos
195. No se necesita m�s tener un Certificado aprobado de Inexistencia de Restos
Arqueol�gicos (CIRA) para obtener una concesi�n definitiva,64 si bien los patrocinadores
y desarrolladores de proyecto prefieren presentar su solicitud durante la fase de los
estudios, la que debe presentarse al Instituto Nacional de Cultura (INC). Este certificado
se requiere antes de la construcci�n.
196. Las reglamentaciones son muy d�biles en esta �rea, y no existen medidas para
garantizar el seguimiento de las medidas de protecci�n, los requisitos no est�n
especificados y las demoras son frecuentes.
5.6 Marco Legal para la Inversi�n Extranjera en la Producci�n de Energ�a
197. El Gobierno de Per� recientemente promulg� una nueva ley de arbitraje65
destinada a promover el arbitraje nacional e internacional y facilitar la ejecuci�n de fallos
emitidos por tribunales extranjeros.
64
Decreto Legislativo No. 1003, Decreto Legislativo que Agiliza Tr�mites para la Ejecuci�n de Obras
P�blicas, El Peruano 2 de mayo 2008.
65
Decreto Legislativo No. 1071 Decreto Legislativo que Norma el Arbitraje, El Peruano 27 de junio 2008.
82
198. No existe un r�gimen especial para las inversiones extranjeras en este sector
(contrario a lo que sucede en otras �reas donde las inversiones extranjeras tienen un
tratamiento especial: el contrato adquiere el status de una ley, logrando as� mejores
garant�as, en virtud del art�culo 62 de la Constituci�n de Per�, 1357 del C�digo Civil y la
ley 26438). Sin embargo, los contratos de generaci�n de energ�a tienden a ser
inversiones a largo plazo y se beneficiar�an enormemente con la estabilidad legal y fiscal
y las cl�usulas de transparencia y las garant�as generales legales tales como las que se
mencionan m�s arriba.
199. Si bien no forma parte del Tratado sobre la Carta de la Energ�a (Energy Charter
Treaty) en el que se especifican los arbitrajes referentes a las inversiones extranjeras
realizadas en el sector, junto con los lineamientos generales y el alcance de dichos
contratos, Per� ha firmado una serie de Tratados Bilaterales de Inversi�n (BIT)66 y
recientemente ha firmado un conjunto de acuerdos con Brasil relacionados con la
generaci�n de energ�a para su uso en centrales hidroel�ctricas en Per�.
200. Por otra parte, Per� es miembro del Centro Internacional de Arregos de Disputas
de Inversiones (CIADI) y actualmente tiene un arbitraje sobre inversi�n pendiente
referido a tarifas y transmisi�n el�ctricas (ARB 06/13 Aguaytia LLC versus Rep�blica
del Per�), registrado el 18 de julio de 2006, y ha tenido uno previo (Duke Energy
International Peru Investments No 1, Ltd. versus Rep�blica del Per�). Es de esperar que
los tribunales internacionales como el CIADI ganen m�s relevancia en asuntos de agua,
sector en el que algunas decisiones ya se han convertido en hitos.
5.7 Conclusiones y Recomendaciones
201. La naturaleza compleja y multisectorial de los proyectos hidroel�ctricos se
traduce en la participaci�n de muchos actores en el proceso, varios de los cuales no tienen
la suficiente capacidad t�cnica. La percepci�n es que la densidad del proceso y los
frecuentes cambios producidos por las reformas en la legislaci�n, hacen que el proceso
sea impredecible y excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los
derechos de agua y los derechos de paso tiene importantes vac�os y no resuelve
satisfactoriamente los asuntos y conflictos que se presentan, incluyendo los relacionados
con la poblaci�n ind�gena y otros grupos en las comunidades locales, que a menudo
surgen por el uso del agua y que se convierten as� en una barrera para el desarrollo de los
proyectos hidroel�ctricos.
202. Mientras el sistema de las concesiones temporales y definitivas para los proyectos
hidroel�ctricos ha sido �til para darle soporte al entorno que permite la preparaci�n del
proyecto, hay espacio para mejorarlo y hacerlo m�s eficiente. Dos �reas importantes que
merecen ser revisadas son: (a) la necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel
m�s avanzado de la fase de preparaci�n del proyecto; preferentemente, despu�s de llevar
a cabo un proceso competitivo y de que los proyectos tengan asegurado un PPA a trav�s
de una subasta de ventas de energ�a o de una competencia por un proyecto espec�fico. En
66
30 actualmente registrados en el CIADI.
83
ambos casos, los proyectos deben contar con un permiso ambiental previo a la subasta.
Este enfoque servir�a para evitar derechos de exclusividad anticipados que podr�an
dificultar la competencia y, por lo tanto, ser una barrera a un proceso m�s eficiente; y (b)
la necesidad de revisar la naturaleza indefinida y abierta de las concesiones definitivas
con el prop�sito de introducir una cl�usula de terminaci�n o extenci�n bajo condiciones a
convenir. Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos
hidroel�ctricos de gran escala, tales como los que se est�n preparando con miras a
exportar electricidad a Brasil, puesto que la incorporaci�n de la competencia en un
proyecto que ha sido preparado por un solo grupo tiene la posibilidad de rendir beneficios
econ�micos considerables para el pa�s.67
203. Mientras que la Administraci�n actual se ha embarcado en una nueva
reestructuraci�n del sector el�ctrico, es de inter�s del negocio hidroel�ctrico restaurar la
claridad de los procesos para los derechos de agua. Dos cuestiones de especial
importancia para la generaci�n hidroel�ctrica son:
El establecimiento de mecanismo efectivo para compartir los beneficios servir�a
para alinear los intereses de las comunidades afectadas y de los desarrolladores de
proyectos y, por ende, servir�a para apoyar el desarrollo de las comunidades
locales y fortalecer las relaciones entre el Estado, la comunidad y el proyecto.
Un marco legal que reconozca que el uso de agua en los proyectos hidroel�ctricos,
en la mayor�a de los casos, no es consuntivo.
204. Si bien las evaluaciones ambientales para los proyectos de energ�a se han
preparado desde mediados de la d�cada de 1990, a�n existe un conjunto de problemas
que se deben resolver, junto con el conflicto de intereses inherente a la funci�n dual del
MEM como promotor y regulador de los proyectos. Los problemas clave comprenden la
calidad de los estudios ambientales, los procesos de consultas d�biles incluyendo la
consulta con la poblaci�n ind�gena y otros grupos en las comunidades afectadas y la
ausencia de un marco apropiado para tratar las cuestiones sociales. Algunas
recomendaciones espec�ficas para mejorar el EIS y/o el proceso completo de la
evaluaci�n ambiental y social son las siguientes:
� Establecer un sistema de auditor�a independiente y objetivo, cuyos miembros
tengan suficiente experiencia t�cnica para realizar una correcta evaluaci�n del
estudio presentado por el Ministerio de Energ�a y Minas.
� Una adecuada asignaci�n del presupuesto para el control del proceso.
� Definir requerimientos m�nimos claros y apropiados para los estudios, con el
prop�sito de garantizar un nivel de uniformidad en lo que hace a calidad y
contenido. A este fin, el MEM debiera tomar la iniciativa y definir t�rminos de
referencia estandarizados.
67
La reciente experiencia de Brasil al subastar los proyectos del R�o Madeira (dos proyectos
hidroel�ctricos de gran escala con una capacidad que suma los 6,500 MW), que hab�an sido preparados por
un solo consorcio, result� en una reducci�n del costo alrededor del 30%. En el Cap�tulo 6 se presenta el
an�lisis de esta experiencia.
84
� Buscar la adecuada coordinaci�n de los estudios que tengan lugar en la misma
�rea o que afecten la misma cuenca del r�o.
� Trabajar hacia el establecimiento de un acuerdo social a trav�s de un proceso de
consulta m�s abierto y leg�timo, buscando la participaci�n de ONG locales y los
mecanismos para alinear los intereses de todas las partes interesadas.
� Proveer capacitaci�n en las mejores pr�cticas para las salvaguardas ambientales y
sociales para todas las partes interesadas.
85
6. MARCO HABILITANTE: SISTEMA REGULADOR Y SUBASTAS
205. El presente cap�tulo describe una visi�n general del sector el�ctrico peruano
focalizando en su marco regulador y, en particular, en su sistema de precios. Tambi�n se
analiza la producci�n de energ�a y las pol�ticas de gas natural, el sistema de subastas para
el suministro de electricidad, los requerimientos de inversi�n y los roles del sector
privado y del sector p�blico en lo que respecta a satisfacer los requerimientos futuros de
electricidad del pa�s.
6.1 Panorama del Sector El�ctrico en Per�
6.1.1 Estructura del Mercado
206. El sector el�ctrico en Per� fue reformado y reestructurado entre 1991 y 1993 y
luego sigui� el proceso de privatizaci�n y concesi�n. La Ley de Concesiones El�ctricas
(LCE) de 1992/9368 defini� un nuevo marco legal y regulador para el sector. La
propiedad de los principales activos del sector fue transferida del sector p�blico al sector
privado, junto con la administraci�n y operaci�n de las principales instalaciones
el�ctricas. El nuevo marco legal cre� un ente regulador para el sector, el Organismo
Supervisor de la Inversi�n en Energ�a y Miner�a, OSINERGMIN y defini� la
metodolog�a para establecer las tarifas, otorgar concesiones, definir los lineamientos para
el servicio al cliente y la responsabilidad de los operadores. La funci�n del Estado se
limit� a definir la pol�tica y las reglamentaciones generales, al otorgamiento de
concesiones y a la planificaci�n b�sica del sector.
207. La legislaci�n del sector considera dos categor�as de usuarios del servicio p�blico
de electricidad: usuarios del servicio, seg�n su volumen de demanda de energ�a. Una
categor�a es la llamada "grandes usuarios", son aquellos usuarios con una demanda igual
o superior a los 1,000 kilovatios (un megavatio), y la otra categor�a est� constituida por
los usuarios regulados "peque�os". Los grandes usuarios (tambi�n llamados usuarios
"libres") contratan directamente el suministro de electricidad con los generadores o
compa��as de distribuci�n, mediante contratos bilaterales libremente negociados bajo
condiciones competitivas no reguladas. Las compa��as de distribuci�n tienen la
obligaci�n de suministrar electricidad a los usuarios minoristas o regulados, en sus �reas
de concesi�n, a un precio regulado establecido por el ente regulador. La operaci�n de
generaci�n (el "despacho" del suministro) est� a cargo del Comit� de Operaci�n
Econ�mica del Sistema (COES).69 La Figura 6.1 muestra en forma esquem�tica la
estructura del mercado el�ctrico peruano.
68
Ley de Concesiones El�ctricas (LCE) y sus reglamentaciones; Ley N�25844 y Decreto Supremo (DS)
N�009-93-EM.
69
COES realiza el despacho en tiempo real del suministro de generaci�n, siguiendo un procedimiento de
orden de m�ritos en base al costo. El mercado mayorista en realidad es un "mercado de diferencias" de
cantidades contratadas (bilateralmente o a trav�s de subastas). COES tambi�n administra el mercado
mayorista, determinando las obligaciones de pago entre generadores, grandes usuarios y compa��as de
distribuci�n, de conformidad con el balance individual del despacho de energ�a.
86
208. Hasta 1997, el consumo de electricidad de los usuarios minoristas representaba
aproximadamente el 65% del consumo total; el 35% restante correspond�a al consumo de
los grandes usuarios. En los �ltimos diez a�os, esta proporci�n se ha modificado y en
2008, el porcentaje de consumo de los grandes usuarios represent� el 46% del total. Este
�ltimo porcentaje es relativamente alto si se lo compara con otros pa�ses de la regi�n
donde el consumo de los grandes usuarios de electricidad representa no m�s del 30 por
ciento del total. Esto tiene una gran influencia en el mercado el�ctrico porque los
proveedores de electricidad pueden negociar contratos para un gran segmento de la
demanda sin las restricciones de un precio regulado.
Figura 6.1: Estructura del Mercado El�ctrico Peruano
Mercado "No Regulado" Contrato US$
(Clientes "Libres"/Grandes
MWh Usuarios)
"Mercado" Regulado"
(Clientes Regulados)
Tarifa US$
Distribuidores
Sistema Servicios "Minorista" Mercado Competitivo
Distribuci�n Cliente Regulado Distribuidores/Grandes
Usuarios
Contrato US$
MWh
COES
Info Administraci�n Contrato US$
Operaciones Mercado
Sistema
Arreglo y
Transferencias
Red de Precio Spot US$ Contratos con
Info
Alto Voltaje Generadores
Generadores/Distribuidor
MWh es/ Grandes Usuarios
Contrato US$
209. Durante el transcurso de los primeros a�os de la reforma del sector, las
inversiones en los segmentos generaci�n, transmisi�n y distribuci�n se incrementaron
seg�n los requerimientos de la demanda, alcanzando un pico de aproximadamente
US$760 millones en 1999, seguido de una fuerte ca�da hasta el a�o 2003 cuando
solamente alcanzaron alrededor de US$230 millones. Tanto las autoridades del sector
como el gobierno se mostraron preocupados por esta ca�da en la inversi�n y en el
consecuente menor margen de reserva de generaci�n del sistema. Esta ca�da tuvo su
origen en un extendido per�odo seco durante los a�os 2003 y 2004. Como consecuencia
de ello, en junio de 2005 el Poder Ejecutivo le present� al Congreso una ley de
electricidad complementaria para resolver el problema. En julio de 2006, el Congreso
aprob� la Ley No. 28832 a fin de "asegurar el desarrollo eficiente de la generaci�n de
energ�a". Esta ley nueva introdujo importantes cambios en la LCE, principalmente
87
respecto de la regulaci�n de los segmentos generaci�n y transmisi�n, la administraci�n y
funcionamiento del mercado el�ctrico y la determinaci�n de los precios de la
electricidad70. La LCE y la Ley N� 28832 constituyen el marco legal del sector el�ctrico
en Per�.
6.1.2 Suministro de Electricidad
210. Los requerimientos de electricidad del pa�s son satisfechos por dos fuentes
generales: la autogeneraci�n/consumo de energ�a el�ctrica por parte de algunos
consumidores (principalmente "grandes" consumidores de los sectores minero e
industrial) y por la generaci�n del sistema de "servicio p�blico". En 2008, la
autogeneraci�n de energ�a el�ctrica represent� solamente un 5.5 por ciento del total,
mostrando la creciente dependencia de la gran industria minera del suministro de
electricidad proveniente del sistema nacional.71 En 2008, la producci�n de electricidad
para el servicio p�blico alcanz� los 30,829.2 GWh, de los cuales el 61.2 por ciento
provino de recursos hidroel�ctricos, siendo �ste el porcentaje m�s bajo en los �ltimos
cinco a�os (ver Figura 6.2).
70
Los cambios m�s importantes introducidos por la Ley 28832 fueron: (a) en el segmento generaci�n, la
creaci�n de un mecanismo competitivo de subastas obligatorio para contratar el suministro con las
compa��as de distribuci�n; (b) en el segmento transmisi�n, la formalizaci�n de la planificaci�n de la
actividad de transmisi�n y un proceso de licitaci�n para construir y operar la ampliaci�n requerida del
sistema de transmisi�n resultante de dicha planificaci�n; (c) modificaci�n de la composici�n y gobierno del
COES con la introducci�n de las compa��as de distribuci�n y los grandes usuarios como miembros nuevos;
y (d) en cuanto a precios, en el segemento generaci�n la transferencia (pass through) de los precios de las
subastas como parte de la tarifa de generaci�n regulada, y la estabilidad de la remuneraci�n de transmisi�n
para las instalaciones existentes y transferencia de los resultados del proceso de licitaci�n para las
instalaciones nuevas.
71
Es tambi�n importante recalcar que la principal reducci�n en la autogeneraci�n de energ�a el�ctrica ha
tenido lugar en el sector h�drico, pasando de una producci�n anual superior a los 1,300 GWh en el per�odo
1992-1997, a solamente un promedio alrededor de los 430 GWh durante el per�odo 1998-2008 (en 2008, la
autogeneraci�n de energ�a hidroel�ctrica fue de 462.2 GWh). Mientras tanto, la autogeneraci�n de energ�a
t�rmica ha mantenido su producci�n promedio anual en aproximadamente 2,000 GWh durante todo el
per�odo 1992-2008 (en 2008, la autogeneraci�n de energ�a t�rmica fue de 1,335.6 GWh).
88
Figura 6.2: Evoluci�n del Sistema de Producci�n de Energ�a en el Per�odo 1998-2008
Producci�n de Energ�a en el Sistema Periodo 1999-2008
35,000
30,000
25,000 11,958
Gigavatios-Hora
9,092
6,452
20,000 5,518 6,243
2,780 3,242 T�rmico
2,025
2,580 Hidro
15,000 3,255
10,000 19,161 19,107 18,871
17,188 17,638 18,118 17,101 17,567
14,111 15,747
5,000
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
A�o
211. Este importante nivel de reducci�n en la participaci�n de la producci�n de energ�a
hidroel�ctrica en todo el volumen de la generaci�n de electricidad, es el resultado de un
cambio en la inversi�n al pasar de los proyectos hidroel�ctricos a proyectos t�rmicos,
alentado por las caracter�sticas favorables para la inversi�n de las centrales t�rmicas y el
bajo precio del gas.72 A modo de comparaci�n, la generaci�n t�rmica de electricidad
salt� de 3,242 GWh en 2003 a un pico record de 11,958 GWh en 2008, es decir, un
incremento del 270 por ciento en cinco a�os. El gas natural es el combustible principal
de la generac�n t�rmica, representando el 31 por ciento del total de la generaci�n. La
generaci�n t�rmica restante es producida por centrales que utilizan combustible de
petr�leo (diesel y residual) y a carb�n, representando el 5 y 3 por ciento respectivamente.
212. Este incremento considerable en la producci�n t�rmica se inici� en 2004, con el
inicio de la operaci�n del gasoducto de gas natural de Camisea. La capacidad de
producci�n de energ�a a gas aument� de 340 MW en 2004 a 1,313 MW en 2007, por un
factor de casi cuatro.
213. El a�o 2008 fue cr�tico para el suministro de electricidad. Las inversiones del
sector privado en generaci�n fueron inferiores a lo esperado y la implementaci�n de
algunos proyectos sufri� retrasos. Un indicio de la gravedad del problema fue que, por
primera vez desde la reforma del sector el�ctrico, el sistema el�ctrico sufri� cortes de
energ�a de magnitud significativa durante dos d�as consecutivos en agosto de 2008,
debido a la congesti�n que tuvo lugar en el sistema de transmisi�n, la limitaci�n de la
72
La �nica central hidroel�ctrica de mediana escala construida y puesta en marcha en los �ltimos cinco
a�os fue Yuncan, con una capacidad instalada de 135 MW. El proyecto fue financiado y construido por el
sector p�blico, utilizando un cr�dito blando a largo plazo de Jap�n, y posteriormente fue transferida al
sector privado.
89
capacidad en el gasoducto de Camisea, el bajo nivel de generaci�n hidroel�ctrica y la
falta de reservas adecuadas.
214. Algunos n�meros de la capacidad de generaci�n son enga�osos si no son
utilizados correctamente al medir la capacidad de reserva de un sistema, en especial si ese
sistema incluye un mayor componente hidroel�ctrico. En general, la mayor parte de los
sistemas dominados por centrales hidroel�ctricas, est�n limitados en cuanto a la energ�a
(ver Recuadro 6.1). Las centrales hidroel�ctricas desarrolladas en Per� en su mayor�a son
del tipo de paso, sin almacenamiento o muy limitado. Por lo tanto, la diferencia entre la
capacidad de energ�a hidroel�ctrica del sistema durante la estaci�n h�meda y la estaci�n
seca (y entre un a�o h�medo y un a�o seco) es significativa, y afecta no s�lo la
producci�n de energ�a si no tambi�n la capacidad de energ�a para cubrir la demanda pico.
Recuadro 6.1: Margen de Reserva
La capacidad instalada de generaci�n no es una buena medida de la capacidad de un sistema de
energ�a para satisfacer la demanda de punta con un adecuado nivel de confiabilidad (con reservas
suficientes para soportar las contingencias normales, como la probabilidad de una falla en alguna
de las centrales el�ctricas). Por ejemplo, la capacidad instalada total del sistema en 2008 alcanz�
los 6,020 MW, muy superior a la demanda de punta de 4,200 MW. Esto no significa que el
sistema tiene un alto nivel de reserva superior al 40%. En primer lugar, la capacidad de las
centrales hidroel�ctricas est� limitada por la disponibilidad de agua; por lo tanto, debemos mirar
la capacidad firme del sistema; la capacidad durante la estaci�n seca de las centrales
hidroel�ctricas y la capacidad disponible de las centrales t�rmicas (producci�n real de las
centrales en lugar de la capacidad inscripta en la placa). En 2008 la capacidad firme del sistema
fue aproximadamente de 5,100 MW. En segundo lugar, la demanda de punta de est� en el extremo
de la entrega y la capacidad firme en el extremo del suministro del sistema el�ctrico, en
consecuencia, se deben tener en cuenta las p�rdidas. En 2008 las p�rdidas totales estimadas del
sistema fueron del 13.1% (2.2% transmisi�n, 3% sub-transmisi�n y 7.9% distribucion), por ende
la demanda de punta de energ�a vista desde el extremo del suministro fue alrededor de 4,833 MW.
En conclusi�n, la reserva del sistema de generaci�n, durante la estaci�n seca en 2008, fue
solamente de 5.25%, lo que representa un nivel de reserva bajo para un sistema en el que dominan
las centrales hidroel�ctricas.
215. Si la nueva generaci�n de electricidad se pone en marcha tal como se ha planeado
para 2009: alrededor de 590 MW en nuevas unidades t�rmicas a gas, y alrededor de
230 MW en centrales hidroel�ctricas, estas centrales proveer�n la capacidad de energ�a
adicional necesaria para cubrir la demanda esperada y aumentar el margen de reserva
hasta un nivel m�s confortable, superior al 20 por ciento. Si el pasado reciente es un
indicio, las nuevas inversiones en el sector, principalmente del sector privado, han sido
muy cautelosas y a menudo inferiores a los requerimientos, o se han producido con un
importante retraso. En t�rminos generales, los proyectos hidroel�ctricos se perciben
como una inversi�n de mucho mayor riesgo que los proyectos t�rmicos.
216. El gobierno ha tomado medidas para impedir cualquier corte posible de energ�a
mediante el dictado de un decreto de urgencia73 por el que se le permite a las empresas de
73
Decreto de Urgencia N�037-2008 del 21 de agosto de 2008; para "asegurar oportunamente el suministro
de electricidad al Sistema Interconectado Nacional".
90
propiedad del estado, adquirir la capacidad de generaci�n necesaria en caso de requerirlo.
El costo de esta generaci�n ser� incorporado a la tarifa de electricidad, pero su costo
marginal no ser� tenido en cuenta para determinar el costo marginal del sistema (no
afectar� el precio de las transacciones en el mercado spot). Los incrementos en las tarifas
de electricidad ser�n diferentes seg�n el tipo de usuario, en proporci�n de 1, 2 y 4 para
los usuarios minoristas regulados, usuarios minoristas no regulados y grandes usuarios,
respectivamente.
217. Si bien el decreto tiene un per�odo de aplicaci�n temporal de tres a�os, y se lo
reconoce como una respuesta necesaria a la posible situaci�n cr�tica del sector, tambi�n
es cierto que, por primera vez, una intervenci�n p�bica directa afecta algunos principios
b�sicos de la reforma de 1992-1993. Lo que est� claro es que el sector el�ctrico peruano
enfrentar� un desaf�o dif�cil en los pr�ximos a�os para hacer frente a la mayor demanda
resultante de su importante crecimiento econ�mico y a la necesidad de dirigir una mirada
fresca a la estructura del sector y al modelo del mercado.
6.1.3 Demanda de Electricidad
218. El consumo de electricidad ha crecido a una tasa promedio de 8.14 por ciento
durante los �ltimos cinco a�os. Los incrementos en los �ltimos dos a�os, 2006-2007 y
2007-2008, han sido del 10.9 por ciento y del 9.9 por ciento, respectivamente, mostrando
una tendencia creciente vinculada al crecimiento econ�mico del pa�s. Es muy probable
que la recesi�n econ�mica impactar� en esta tendencia, reduciendo el crecimiento anual
de la demanda de electricidad, en el corto a mediano plazo, a un nivel m�s moderado del
6 al 7 por ciento, o inferior.
219. En 2008 el consumo de electricidad en el sector industrial represent� el 57% del
total, seguido por el consumo residencial con un 24 por ciento, el consumo comercial con
el 17 por ciento y otros consumos con el 2 por ciento (del cual el alumbrado p�blico es el
m�s grande). El consumo total en 2008 fue de 27,169.4 GWh. La demanda de punta de
energ�a en 2008 ascendi� a 4,200 MW; un 5.87 por ciento superior a la de 2007, pero
significativamente menor que el incremento record de 10.8 por ciento que tuviera lugar
entre 2006 y 2007. La capacidad efectiva de generaci�n fue de 5,562 MW, de los cuales
2,946 MW (53 por ciento) provino de centrales hidroel�ctricas. Con un crecimiento
moderado del 6 por ciento en la demanda pico, se necesitar� no menos de 1,800 MW de
capacidad efectiva nueva para cubrir la demanda futura de energ�a en los pr�ximos cinco
a�os.
6.2 Reg�menes de Precios para Generaci�n
6.2.1 Ventas Directas a Grandes Consumidores
220. El mercado de los grandes usuarios (el mercado "libre") en Per� representa el 46
por ciento de la demanda total; es decir, un mercado de envergadura. En 2008, el
consumo de electricidad en este mercado, compuesto por 247 usuarios, fue de
12,587 GWh con una demanda de energ�a maxima de 1,570 MW (37.4 por ciento de la
91
demanda de punta del sistema). La industria minera ha representado el 54.3 por ciento
del consumo, seguida por la industria de la fundici�n con el 12.5 por ciento. La industria
minera tambi�n represent� la cifra m�s grande de usuarios con 58. El factor de carga de
esta demanda ha sido de 0.915. El usuario m�s grande es Southern Peru Cooper
Corporation (SPCC), que tambi�n es la mina de cobre m�s grande del pa�s. La demanda
de energ�a contratada por SPCC en 2008 fue de 200 MW y su consumo de energ�a fue de
1,632 GWh. Los diez grandes usuarios, de los cuales seis son compa��as mineras, tres
industrias de fundici�n/metal�rgicas y una compa��a de cemento, representaron una
demanda de punta pr�xima a los 1,000 MW (966.5 MW para ser exactos) y un consumo
de electricidad de aproximadamente 6,310 GWh en 2008 (la mitad del consumo total de
los grandes usuarios).
221. El precio promedio de energ�a en el mercado libre fue de US$ 44.5 por MWh y el
precio promedio de energ�a equivalente (capacidad) fue de US$ 10.6 por megavatio-hora.
La Figura 6.3 muestra las variaciones mensuales de los precios en el mercado libre
durante 2008, as� como la tarifa regulada de generaci�n en barra (que incluye el pago por
capacidad de energ�a) para fines comparativos. Se puede apreciar que el precio del
mercado libre sigue de cerca los valores de la tarifa regulada en barra, en particular
durante la estaci�n h�meda (diciembre a abril), y es superior durante la estaci�n seca.
222. Desde el punto de vista de un desarrollador de un proyecto hidroel�ctrico, el
mercado libre es un segmento importante para buscar ventas por contrato y,
posiblemente, financiamiento. Las industrias minera y de fundici�n/metal�rgica
movilizan grandes inversiones a largo plazo y exigen seguridad del suministro del
servicio el�ctrico; esta es la raz�n por la cual tradicionalmente estas industrias han tenido
autogeneraci�n de energ�a el�ctrica y han desarrollado sus propias centrales
hidroel�ctricas en el pasado. La asociaci�n entre grandes usuarios y proyectos
hidroel�ctricos es una opci�n que debiera analizarse en mayor detalle a fin de combatir la
reducci�n de las inversiones y encarar los riesgos de la nueva generaci�n hidroel�ctrica.
Un ejemplo de este enfoque es el desarrollo de la central hidroel�ctrica El Platanal.
223. Es tambi�n importante recalcar que el 85 por ciento de los contratos celebrados en
el mercado libre lo son por per�odos de hasta 5 a�os, y solamente cinco contratos
estipulan plazos superiores a los 10 a�os, que son m�s adecuados para el suministro de
electricidad de origen hidroel�ctrico (Cuadro 6.1).
92
Figura 6.3: Precios en el Mercado Libre en 2008
Precio Promedio de Contratos Libres
y Tarifa Regulada de Barra Mensuales en 2008
80
70
60
57
US$ por MWh
57
50
51
48
45
40
43
43
42
39
39
38
38
30
20
10
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Energ�a Capacidad Total Tarifa Barra
Cuadro 6.1: Plazos de Contratos en el Mercado Libre
Contratos
Plazo del Cantidad Total Contratos con
con
Contrato de Contratos Distribuidores
Generadores
Hasta un a�o 49 19 30
1 a 2 a�os 51 17 34
2 a 5 a�os 92 38 54
5 a 10 a�os 30 20 10
10 a 15 a�os 4 4 0
> 15 a�os 1 0 1
Total 227 98 129
6.2.2 Tarifas de Electricidad y Precios en el Mercado Regulado
224. El esquema tarifario el�ctrico74 de Per� est� dise�ado en base a la recuperaci�n
total del costo en cada uno de los tres segmentos, los sistemas de generaci�n, transmisi�n
y distribuci�n. La tarifa regulada de generaci�n de energ�a la determina OSINERGMIN
todos los a�os, de conformidad con la evoluci�n esperada de la demanda y la capacidad
de suministro del segmento generaci�n, los precios del combustible, los precios
competitivos de las subastas de generaci�n y otros par�metros econ�micos (como los
74
Es necesario recordar que las tarifas se aplican solamente a los usuarios de electricidad regulados, es
decir, con demandas inferiores a un megavatio. Los grandes usuarios no tienen una tarifa de electricidad;
ellos contratan el suministro a precios libremente negociados con las compa��as de generaci�n y de
distribuci�n.
93
�ndices de precio y la inflaci�n).75 COES realiza el despacho en tiempo real del
suministro de generaci�n, siguiendo un procedimiento de orden de m�ritos en base al
costo, independientemente de cualquier contrato bilateral o de los resultados de las
subastas de generaci�n. Las transacciones horarias (en realidad cada 15 minutos) entre
generadores, compa��as de distribuci�n y grandes usuarios en el mercado mayorista
tienen lugar al precio "marginal/spot" (de la �ltima unidad en el orden de m�ritos del
despacho). El mercado mayorista es, en realidad, un "mercado de diferencias" entre las
cantidades contratadas (bilateralmente o a trav�s de subastas) y las "demandadas" por el
despacho. COES tambi�n administra el mercado mayorista, estableciendo las
obligaciones de pago entre los generadores, grandes usuarios y compa��as de
distribuci�n.
225. Para la determinaci�n de las tarifas, las 24 horas de un d�a se dividen en dos
bloques: uno de 5 horas entre las 18:00 y 23:00 horas llamado "per�odo de punta",
cuando la demanda est� en su nivel m�ximo, y las 19 horas restantes llamado "peri�do
fuera de punta", cuando la demanda de electricidad es inferior. La tarifa de electricidad
es calculada, y los precios son ofrecidos por las compa��as de generaci�n, para estos dos
bloques horarios. Puesto que el despacho operativo se realiza por orden de m�ritos en
base al costo, es evidente que el precio de electricidad de punta es superior al precio fuera
de punta.
226. Las redes de transmisi�n y subtransmisi�n son de acceso abierto y las tarifas son
reguladas seg�n un procedimiento econ�mico en base al costo y los resultados de las
licitaciones competitivas para las instalaciones de transmisi�n requeridas de conformidad
con el procedimiento de planificaci�n de transmisi�n. Las tarifas de transmisi�n se
recalculan todos los a�os. La tarifa de distribuci�n ("Valor Agregado de Distribuci�n",
VAD), se regula seg�n un empresa eficiente modelo en base al costo, para cada uno de
los cinco "sectores t�picos de distribuci�n" (densidad alta urbano, densidad media urbano,
baja densidad urbano, urbano-rural, y rural). El VAD para las distintas zonas y
compa��as de distribuci�n se recalcula cada cuatro a�os. La tarifa para un usuario t�pico
regulado final est� compuesta por: la tarifa de generaci�n, GT + tarifa de transmisi�n, TT
+ tarifa de distribuci�n, VAD.
227. Las tarifas de transmisi�n y distribuci�n est�n reguladas para todos los tipos de
usuarios. El segmento generaci�n, por otra parte, tiene diferentes reg�menes de "precio";
una tarifa de generaci�n para usuarios minoristas, determinada por un ente regulador, y
dos opciones para los grandes usuarios: (a) negociar directamente los vol�menes y
precios de electricidad con los proveedores (compa��as de generaci�n o distribuci�n), o
(b) participar en las subastas de suministro de electricidad contempladas en las
75
La tarifa en barra de energ�a regulada de referencia es calculada por el ente regulador como el costo
marginal promedio de la energ�a del sistema, en base a una simulaci�n de tres a�os (del a�o anterior
hist�rico y de los dos pr�ximos a�os futuros). Este precio de referencia es ponderado con los precios que se
originan en las subastas de suministro a fin de obtener el precio final en barra que se aplica en las tarifas.
Actualmente, el 65 por ciento del precio regulado de la energ�a proviene de las subastas y el 35 por ciento
restante del precio en barra de referencia.
94
reglamentaciones, como parte de una demanda global con las compa��as de distribuci�n;
por ende, la cantidad y el precio ser�n el resultado de la subasta.
228. Dos son los par�metros de precios importantes en el funcionamiento del mercado
mayorista de generaci�n: (a) el precio marginal ("spot") de la energ�a utilizado por el
COES para equilibrar las "transacciones" entre los generadores, y (b) la tarifa en barra de
energ�a76 calculada por el ente regulador todos los a�os, en base a una simulaci�n de
operaci�n econ�mica de 3 a�os, combinado con los resultados de precio de las subastas
de suministro que realizan los distribuidores. Las compa��as de distribuci�n le pagan a
los generadores el suministro de energ�a utilizado por el mercado regulado a la tarifa
regulada de generaci�n de energ�a.
229. El precio marginal de la energ�a es un valor continuo fluctuante determinado por
el costo operativo de la unidad de generaci�n de costo m�s alto (la �ltima) que se necesita
para cubrir la demanda de punta de electricidad del sistema en un momento espec�fico.
Por ejemplo, en la Figura 6.4 (en rojo) se muestra una relaci�n t�pica de la capacidad de
generaci�n acumulativa (en el eje X), ascendente seg�n el orden de costo operativo
creciente de las unidades de generaci�n (en el eje Y) para la estaci�n seca de 2008.
Figura 6.4: Curva de Precios de Generaci�n de Energ�a vs.
Demanda de Energ�a para la Estaci�n Seca
2008 Dry Season Energy Price vs. Power Demand
310
280
2008 Peak Pow er
250 Demand
220 4 200 MW
190
US$/MWh
160 2007 Peak Pow er
Demand
130 3 965 MW
Regulated
100 Energy Price
32.4 US$/MWh
70
40
10
Dry Season Hydro Pow er 2 250
-20
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500
MW
76
El t�rmino "en barra" se utiliza habitualmente en el �rea de sistemas de energ�a para referirse a los nodos
de la red de transmisi�n (por lo general las principales subestaciones del sistema). Los precios de
generaci�n se calculan para cada uno de los nodos principales (la diferencia en precio entre los nodos son el
resultado de las p�rdidas de transmisi�n). Si no se menciona un nodo espec�fico, por lo general los precios
se refieren a Santa Rosa, el principal nodo ubicado en Lima.
95
230. Como se puede ver, el costo de generaci�n es cero hasta la capacidad
hidroel�ctrica de 2,250 MW, y luego comienza a aumentar a medida que las plantas
t�rmicas son necesarias para cubrir la demanda. Hasta los 3,250 MW de demanda, el
costo marginal operativo es inferior a 10 US$/MWh, entonces entre los 3,250 y los
3,800 MW el costo marginal operativo comienza a subir hasta aproximadamente los
50 US$/MWh. La �ltima secci�n de la curva tiene un ascenso m�s brusco de alrededor
de 150 US$/MWh para alcanzar el valor de 200 US$/MWh justo en 450 MW de
incremento en la demanda (exactamente por encima de la demanda de punta de 2008). A
modo de referencia, tambi�n se muestra el precio regulado promedio de energ�a (tarifa)
en verde (con un valor de 32.4 US$/MWh). La curva del costo marginal (en rojo) no es
est�tica. Si en un d�a dado una unidad de generaci�n est� fuera de servicio (por
mantenimiento o por una parada forzada), la parte de la curva correspondiente a la
capacidad de energ�a de dicha unidad es eliminada, y la parte restante de la curva se
mueve hacia la izquierda para cerrar la brecha, incrementando as� el costo marginal a los
niveles m�s altos de consumo.
231. Por la naturaleza altamente fluctuante del costo marginal, es una pr�ctica com�n,
con fines de comparaci�n, utilizar en cambio los promedios diario, semanal, mensual o
anual.77 El Cuadro 6.2 y la Figura 6.5 muestran la evoluci�n del precio marginal
promedio de la energ�a y la tarifa en el per�odo de diez a�os 1998-2008. Se puede
observar que entre 1998 y 2002, el precio marginal estuvo por debajo de la tarifa
regulada; de all� en adelante, el precio marginal comenz� una tendencia creciente,
alcanzando un pico record en 2008. El Cuadro 6.2 tambi�n incluye los precios
marginales promedios mensuales m�s altos y m�s bajos para cada a�o, evidenciando una
variaci�n significativa. Tambi�n es importante recalcar que los valores del costo
promedio marginal y la tarifa regulada no difieren mucho entre 1998 y 2002, pero a partir
de 2003 en adelante la tarifa regulada de generaci�n de energ�a ha estado muy por debajo
del costo marginal.78
77
Los costos marginales se registran cada 15 minutos a los fines de balancear las transacciones, por lo
tanto, en un solo d�a hay 96 valores, y en un a�o hay 35,040 valores.
78
Esta situaci�n fue uno de los principales factores que oblig� a las compa��as de generaci�n a rechazar la
contrataci�n del suministro con las compa��as de distribuci�n para el mercado regulado; y que presion� por
cambios en la regulaci�n en 2006.
96
Cuadro 6.2: Evoluci�n de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008
Precion Marginal de Energ�a y Tarifa a Nivel Generaci�n
Precio Marginal en US$ por Megavatio-Hora Tarifa
A�o
Mayor Menor Promedio US$/MWh
1998 35,53 10,80 24,4 25,5
1999 33,64 5,93 16,1 24,8
2000 37,44 5,81 21,9 27,1
2001 39,18 7,30 22,1 28,7
2002 51,23 10,34 27,2 28,3
2003 65,89 11,14 38,3 27,1
2004 112,39 23,94 68,5 22,3
2005 98,81 21,85 63,8 29,5
2006 149,81 24,06 68,1 29,0
2007 65,45 25,00 38,3 29,7
2008 236,00 17,00 89,4 32,4
232. La Figura 6.5 muestra que 2007 tuvo costos marginales mucho mejores
(inferiores) que los tres a�os anteriores con valores similares a 2003. La Figura 6.6
muestra que esta tendencia decreciente continu� durante los primeros cinco meses de
2008, pero los problemas comenzaron en junio con un aumento triple, y luego alcanzaron
un record mensual hist�rico de 236 US$ por megavatio-hora en julio de 2008.
233. Una caracter�stica importante del sistema de precios de electricidad en el Per� es
que los cargos y pagos del suministro a/desde los usuarios finales y entre los participantes
del mercado mayorista, tienen como base un sistema de tarifa en dos partes, muy similar
al esquema cl�sico de precios de demanda de punta, cargos por capacidad y de energ�a.
El pago por capacidad se basa en la inversi�n anualizada y en los costos de O&M de una
unidad de generaci�n de punta, de una "capacidad adecuada en relaci�n con el tam�o del
sistema y los requerimientos de reserva" (en las reglamentaciones esta cantidad se llama
"precio b�sico de potencia"). Todos los a�os el ente regulador determina las
caracter�sticas principales de esta unidad, con el prop�sito de aplicarla en la revisi�n
peri�dica de las tarifas de generaci�n. La unidad pico de referencia actual es una unidad
generadora en base a gas natural de ciclo abierto de 175.6 MW (la inversi�n de referencia
resulta de las estad�sticas de los �ltimos cinco a�os publicadas en Gas Turbine World).
97
Figura 6.5: Evoluci�n de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008
Precio Marginal Promedio de Energ�a y
Tarifa Regulada de Generaci�n
100
90
US$ por Megavatio-Hora
89.4
80
70
68.5
68.1
60
63.8
50
40 32.4
28.7 28.3 29.5 29.0 29.7
27.1 27.1
38.3
38.3
30 24.8 22.3
20
27.2
16.1
21.9
22.1
10
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Year
Precio Marginal Tarifa
Figura 6.6: Precio Marginal Promedio Mensual de Energ�a y Tarifa 2008
Precio Marginal y Tarifa Regulada Mensual en el 2008
250
236
US$ por Megavatio-Hora
200
185
150
166
154
100
82
50 32.0 35.8 36.2
63
33.6 34.8 34.7 31.3
61
29.2 29.4 31.1 29.1 31.9
48
17
18
21
21
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mes
Precio Marginal Tarifa
234. El pago por capacidad recibido por cada unidad se determina por la contribuci�n
de la unidad para cubrir la demanda de punta y el "precio base de potencia". La
contribuci�n de la unidad para cubrir la demanda de punta se basa en la "capacidad
firme" de la unidad, ajustada por un factor necesario para "satisfacer" la demanda total
del sistema m�s el margen de reserva requerido, mediante la acumulaci�n de capacidades
98
firmes ajustadas "reducidas" (o aumentadas) de las plantas generadoras (primero las
plantas hidroel�ctricas y luego las termoel�ctricas).
235. La capacidad firme de las unidades t�rmicas est� relativamente bien definida en la
literatura t�cnica. Los factores de disponibilidad para los distintos tipos de unidades
termoel�ctricas se recopilan y publican en forma regular. Por lo tanto, existe un alto
grado de certidumbre para estimar los ingresos futuros provenientes de los pagos por
capacidad para las centrales termoel�ctricas. Por otra parte, en el caso de las centrales
hidroel�ctricas, la naturaleza probabil�stica de la hidrolog�a introduce un factor de riesgo
que no est� presente en el caso de las centrales termoel�ctricas. En consecuencia, la
capacidad firme de las centrales hidroel�ctricas est� vinculada a la persistencia de la
probabilidad del caudal de agua disponible. La regulaci�n peruana establece un nivel del
95 por ciento de persistencia de probabilidad hidrol�gica para definir la capacidad firme
de una planta hidroel�ctrica.
6.3 Generaci�n de Energ�a y Pol�ticas de Gas Natural
236. El sector el�ctrico peruano est� fuertemente vinculado a y depende del suministro
de gas natural proveniente del yacimiento de Camisea, el cual tiene reservas
relativamente grandes. Si bien la legislaci�n del sector de los hidrocarburos de Per�
considera al sector como parte de un mercado competitivo, el gobierno tiene un inter�s
particular en fijar pol�ticas relacionadas con el sector, especialmente en lo relativo al
consumo interno y a las condiciones de exportaci�n. La situaci�n del suministro de gas
natural proveniente del gasoducto Camisea, especialmente la limitaci�n del transporte, ha
afectado, y podr�a continuar afectando a la generaci�n de electricidad.
237. El proyecto Camisea comenz� a operar en agosto de 2004. El transporte del gas
natural proveniente de Camisea se realiza por un solo gasoducto desde el yacimiento
hasta el city gate de Lur�n, ubicado a 60 km al sur de la ciudad de Lima, y est� a cargo de
Transportadora de Gas del Per� (TGP). Desde Lur�n hasta Lima-Callao (la estaci�n
terminal), el transporte lo provee C�lidda, la compa��a de distribuci�n de gas de Lima.
Hay tambi�n un tramo de gasoducto desde la estaci�n terminal ubicada en Callao hasta
Ventanilla (zona norte de Lima), donde se encuentra ubicada una central t�rmica del
mismo nombre. Las otras tres centrales el�ctricas que utilizan el gas natural de Camisea
son Santa Rosa, ubicada en la zona c�ntrica de Lima, Chilca y Kallpa ubicada en Chilca,
70 km al sur de Lima, pr�xima al city gate.
238. El gasoducto tiene diferentes tramos a lo largo de su recorrido con di�metros y
capacidades decrecientes. El tramo inicial de aproximadamente 211 km de longitud,
desde el yacimiento hasta el extremo del �rea de selva de la ruta, tiene una capacidad
m�xima de 1,200 MMCFD. El segundo tramo de 297 km de longitud, en el �rea de la
Cordillera de los Andes, tiene una capacidad m�xima de 450 MMCFD. El tercer tramo
de 226 km de longitud hasta el city gate, en la costa, tiene una capacidad de 400 MMCFD
y el tramo del gasoducto de 600 km de longitud desde el city gate hasta la estaci�n
terminal de Callao, con una capacidad de 200 MMCFD. Por �ltimo el gasoducto de
7 km de longitud que suministra gas a la central el�ctrica de Ventanilla tiene una
99
capacidad m�xima de 150 MMCFD. Se debe mencionar que las actuales instalaciones de
compresi�n del gasoducto de transporte, no son suficientes para permitir el uso del
segundo y tercer tramo del gasoducto en sus m�ximas capacidades. Las capacidades
estimadas actuales de estos tramos son 250 y 200 MMCFD, respectivamente. Si bien
TGP se encuentra ya en proceso de ampliar las instalaciones de compresi�n, se espera
que una primera etapa de las instalaciones requeridas, para una capacidad de
380 MMCFD, entrar� en operaciones entre medianos y fines de 2009, y la segunda etapa
para alcanzar la capacidad m�xima de 450 MMCFD, estar� terminada a comienzos de
2010.
239. La utilizaci�n del gas natural de Camisea para la generaci�n el�ctrica comenz�
modestamente, satisfaciendo hasta fines de 2004 los requerimientos de suministro de
combustible de una sola central generadora (Ventanilla), totalizando un consumo de 360
MMCF. El consumo de la central generadora de electricidad creci� muy r�pido,
alcanzando casi los 46,000 MMCF en 2007, y ello representaba un promedio diario de
125.6 MMCFD. Las estimaciones de la demanda del gas de Camisea del sector el�ctrico,
para los pr�ximos cinco a�os, se�alan un incremento del 80% hasta aproximadamente
235 MMCFD para 2012, que corresponde entre 700 a 800 MW de energ�a t�rmica
adicional generada por centrales a gas. La capacidad actual de los �ltimos tramos del
gasoducto est� comenzando a crear cuellos de botellas en el suministro de gas. La
demanda en 2008 para la generaci�n de energ�a fue de 164 MMCFD y para otros usos
alrededor de 76 MMCFD, totalizando 240 MMCFD, superior a la actual capacidad del
tramo costero y pr�cticamente en el l�mite de la capacidad del tramo de los Andes.
240. Una vez que est� disponible la capacidad total del gasoducto Camisea en 2010, el
MEM ha estimado que se podr�a instalar entre 2,200 MW y un m�ximo de 2,800 MW de
generaci�n t�rmica a gas natural utilizando el gas reservado de Camisea para uso interno
(descontando otros usos menos la generaci�n de energ�a). El MEM tambi�n ha se�alado
que el sector el�ctrico no debe apurarse en utilizar este volumen si no que debiera utilizar
otras fuentes alternativas de energ�a tales como la hidroel�ctrica o e�lica. No est� claro
c�mo se aplicar� esta pol�tica, teniendo en cuenta el precio bajo del gas procedente de
Camisea.
241. El precio del gas natural de Camisea para uso interno en la generaci�n de energ�a,
es uno de los m�s bajos en la regi�n, introduciendo una distorsi�n en el mercado de
energ�a, en especial para el desarrollo de la generaci�n alternativa de energ�a tal como la
hidroelectricidad. Este precio tambi�n es un desincentivo para el uso eficiente del gas
natural en la generaci�n termoel�ctrica, haciendo que no sea econ�mico instalar unidades
de ciclo combinado.
242. El Cuadro 3.2 (Cap�tulo 3) muestra el precio del gas natural de Camisea para la
generaci�n de energ�a en 2008 para cada una de las cuatro centrales termoel�ctricas
principales. Mientras que el precio bajo del gas se traduce en un costo de producci�n de
energ�a bajo de las centrales termoel�ctricas, los usuarios de electricidad tienen que pagar
100
un cargo adicional en sus facturas por lo que se llama Garant�a de Red Principal79 (GRP),
que compensa parte del costo de inversi�n del gasoducto.80 El precio del gas natural en
el punto de generaci�n en Lima y sitios cercanos, es de aproximadamente US$2.2 por
mill�n de BTU. Estos precios est�n entre los m�s bajos del mundo (para una
comparaci�n, ver Cuadro 3.1 en el Cap�tulo 3).
243. Se estim� el costo econ�mico del gas natural sobre un enfoque de valor netback y
se concluy� que, para un escenario caracterizado por un precio a largo plazo del petr�leo
de US$75/bbl, el valor netback del gas para la exportaci�n de LNG ser�a de
US$4.4/MMBTU, es decir, el doble del precio actual de la generaci�n de energ�a. Se
entiende que la pol�tica del MEM referente al precio del gas natural de Camisea es
mantener este precio promocional interno por lo menos para el per�odo estipulado en el
contrato renegociado con los productores (que establece un incremento que no supere el
5 por ciento en el precio del gas natural anualmente, y que no sea superior al incremento
porcentual de los combustibles l�quidos) y, despu�s de este per�odo inicial de 5 a�os, los
incrementos anuales debieran ser inferiores al incremento porcentual de los combustibles
l�quidos. Es necesario recalcar, sin embargo, que esta pol�tica de precios es exclusiva de
los yacimientos iniciales de Camisea (conocidos como lotes 48 y 55) y no se aplica a
cualquier otra explotaci�n o yacimientos de gas natural en la misma �rea de Camisea o en
otros sitios.
244. Por �ltimo, tambi�n se debe mencionar que recientemente, debido a las
limitaciones en el suministro, el MEM estableci� un orden de prioridad para el suministro
del gas natural, manteniendo las actuales obligaciones contractuales, principalmente el
contrato de exportaci�n de LNG a M�xico. El orden de prioridad comienza con el
suministro de gas a los consumidores residenciales, seguido por el gas natural
comprimido para transporte y luego para generaci�n de energ�a (para las unidades de
ciclo combinado primero, y despu�s, para las unidades de ciclo abierto). Los usuarios
industriales y comerciales han sido relegados al final de la lista y tendr�an que competir
con las futuras exportaciones por el suministro de gas natural.
6.4 El Sistema de Subastas de Suministro de Energ�a en Per�
245. Dos modificaciones importantes en la regulaci�n de la generaci�n de energ�a que
introdujo la Ley N� 28832 de 2006, de reforma del sector el�ctrico, fueron la instauraci�n
de subastas obligatorias para el suministro de energ�a por parte de las compa��as de
distribuci�n para asegurarle el servicio a los usuarios regulados, y un nuevo
procedimiento para determinar la tarifa de la generaci�n de energ�a para los usuarios
79
Los estudios para el gasoducto Camisea mostraron tarifas de transporte altas poco atractivas, debido a la
baja demanda esperada durante los a�os iniciales de la producci�n de gas. Los inversores en el gasoducto le
solicitaron al Gobierno garantizar un uso/pago m�nimo por capacidad durante los primeros a�os de
funcionamiento del gasoducto. El MEM y el ente regulador dise�aron la GRP como una garant�a de pago.
80
Por ejemplo, en 2007, la tarifa de transporte de gas a pagar por la GRP ha sido de US$1.381 por
megavatio-mes, lo que equivale aproximadamene a 0.245 centavos de US$ por kilovatio-hora. La GRP est�
llegando a su finalizaci�n; por lo tanto, su tarifa se ha reducido considerablemente en 2008
(aproximadamente un quinto de la tarifa de la GRP de 2007).
101
regulados, bajo el cual el precio(s) resultante de las subastas de suministro de energ�a es
un componente principal del precio de generaci�n de energ�a. Cambios reguladores
similares se introdujeron en otros pa�ses de la regi�n (Brasil, Chile y Colombia) con el
prop�sito de atraer niveles adecuados de inversi�n para la nueva generaci�n de
electricidad requerida.
246. El esquema b�sico del sistema de subastas de Per� para el sector el�ctrico,
estipulado en la Ley N� 28832, tiene las siguientes caracter�sticas:
El suministro de generaci�n a las compa��as de distribuci�n para los usuarios
regulados se podr�a establecer mediante: (a) contrataci�n directa a un precio que
no sea superior al nodo (tambi�n conocido como "barra") que genera una tarifa
que es determinada por el ente regulador, o (b) contratos que resulten de las
subastas competitivas del suministro de energ�a;
La demanda esperada de los usuarios regulados debe ser contratada en su
totalidad por las compa��as de distribuci�n, al menos para los pr�ximos dos a�os;
Los distribuidores podr�n combinar sus demandas para participar en forma
conjunta en una subasta de suministro de energ�a, y los grandes usuarios ("libres")
podr�n solicitar la incorporaci�n de su demanda en una subasta de suministro de
energ�a;
Los distribuidores deben convocar a las subastas de suministro de electricidad con
una anticipaci�n no menor a los tres a�os antes de su requerimiento de demanda,
y con una duraci�n del contrato no inferior a los cinco a�os, lapso de tiempo
insuficiente para el desarrollo de proyectos hidroel�ctricos de mediana a gran
escala;
Durante el per�odo inicial transitorio de tres a�os de aplicaci�n de la ley (que
finalizar� en junio de 2009), las subastas de suministro de energ�a se podr�an
realizar con una anticipaci�n menor a los tres a�os y para per�odos contractuales
inferiores a los cinco a�os;
El ente regulador determinar� un precio tope "sellado" para cada subasta, por
encima del cual no se aceptar� ninguna oferta. El ente regulador puede modificar
el precio tope despu�s de cada ronda de subasta declarada desierta.
247. En abril de 2007, el ente regulador del sector, OSINERGMIN, defini� los
Lineamientos Generales y el Contrato Modelo para las Subastas de Suministro de Energ�a
(Resoluci�n 101-2007-OS/CD) que deben utilizar las compa��as de distribuci�n durante
el per�odo transitorio de tres a�os. Posteriormente, en octubre de 2008, el Ministerio de
Energ�a y Minas aprob� las reglamentaciones generales de las subastas de suministro de
energ�a (DS 052-2007-EM) y OSINERGMIN, en diciembre de 2008, aprob� los
Procedimientos para las Subastas de Suministro de Energ�a a Largo Plazo (Resoluci�n
688-2008-OS/CD).
248. Las reglamentaciones generales de las subastas aprobadas por el MEM y los
procedimientos de OSINERGMIN para las subastas de largo plazo, establecen normas
adicionales, entre ellas las siguientes:
El procedimiento para subastas temporales determina un m�todo de subasta a
sobre sellado para presentar las propuestas. En las reglamentaciones permanentes,
102
los distribuidores pueden optar entre el sobre sellado y un m�todo electr�nico de
subasta de "reloj descendente" a cargo de un subastador.
Los generadores pueden presentar m�s de una oferta independiente;
Las ofertas se pueden presentar por un plazo m�s corto que el que solicitan los
distribuidores;
Las cantidades ofrecidas (potencia y energ�a asociada) por parte de los
generadores deben especificarse para cada mes del a�o, sin decrecer durante el
per�odo de la oferta;
Las licitaciones se aceptan en orden ascedente de precios, si son inferiores o
iguales al precio tope, hasta la cantidad de energ�a solicitada, o hasta que no haya
m�s ofertas;
Las propuestas ganadoras se pagan al precio ofertado (una subasta discriminatoria
de precios);
El precio tope se hace p�blico en el caso que la subasta se declare total o
parcialmente desierta (no se cubri� el 100 por ciento de la cantidad demandada), y
que al menos una de las ofertas tenga un precio superior al precio tope;
Si la cantidad demandada no se ha cubierto en su totalidad, se har� una nueva
ronda de licitaci�n para completar la cantidad solicitada. Los generadores que
participaron en una ronda previa de licitaci�n no tienen obligaci�n de participar
en la ronda nueva, ni tampoco est� prohibido participar en una ronda de licitaci�n
si un generador no particip� en las rondas previas; y
Si las subastas son convocadas con una anticipaci�n superior a los tres a�os, las
compa��as de distribuci�n recibir�n un pago a modo de incentivo81, que se sumar�
al precio del generador de las subastas, y luego transferido a los consumidores;
este incentivo no puede ser superior al 3%.
249. Existen dos decretos que se aprobaron en 2008 para promover la generaci�n
hidroel�ctrica, y que est�n relacionados con el sistema de subastas. En primer lugar, el
Decreto Legislativo (DL) N�1041 extendi� el plazo m�ximo inicial de 10 a�os del
contrato estipulado en la Ley No. 28832, para las ofertas ganadoras en las subastas, a un
plazo de 20 a�os (en mayor coincidencia con el financiamiento a largo plazo de las
centrales hidroel�ctricas); e introdujo un "descuento" en el precio ofrecido para la
hidroel�ctrica que participa en las subastas de suministro de energ�a, cuando se la
compara con otras tecnolog�as de generaci�n de electricidad (b�sicamente, generaci�n
t�rmoel�ctrica). El descuento aplicable ser� determinado por el ente regulador en cada
subasta. En segundo lugar, el Decreto Legislativo (DL) N�1058 estableci� un incentivo
impositivo, permitiendo una depreciaci�n acelerada en 5 a�os para las inversiones de
capital en proyectos hidroel�ctricos.
250. El prop�sito principal del plazo transitorio de la subasta de suministro de energ�a
fue corregir la deficiencia existente en las obligaciones de suministro de energ�a de las
81
La formula del incentivo es: PI (en %) = (MA-36)2/2x63; donde PI es el incentivo de precio en porcentaje
del precio promedio ganador en la subasta, y MA es la cantidad de meses en anticipaci�n de la cantidad
requerida, cuando la subasta es convocada (mayor de 36). De tal manera una subasta convocada con una
anticipaci�n de 6 a�os (72 meses por adelantado), resultar� en un incentivo del 3% para el distribuidor, el
m�ximo permitido.
103
compa��as de distribuci�n, por el "rechazo" de los generadores de contratar el suministro
de energ�a a la tarifa regulada. Como resultado de esta situaci�n, una parte importante de
la demanda regulada no fue cubierta por los contratos de suministro; por lo tanto, los
distribuidores involucrados estaban "tomando" sus requerimientos de energ�a del sistema
y consignando sus correspondientes pagos, calculados a la tarifa regulada de generaci�n.
251. Durante el per�odo transitorio se realizaron diez subastas diferentes, dos en 2006,
tres en 2007, cuatro en 2008 y una en 2009 (Cuadro 6.3). Los requerimientos de la
primera subasta en 2006, fueron pr�cticamente cubiertos en su totalidad en una sola
ronda, y la segunda subasta fue cubierta en un 70.3 por ciento en dos rondas (la segunda
ronda fue declarada desierta). El precio promedio de estas dos subastas fue de
9.11 Nuevos Soles por MWh.
252. Las subastas realizadas en 2007 y, en especial en 2008, fueron menos exitosas
alcanzando una cobertura reducida (con muchos rondas declaradas desiertas) a pesar de
los precios tope m�s altos. Es evidente que numerosas subastas tuvieron �xito bajo el
r�gimen temporal, en particular cuando participaron las empresas de distribuci�n
estatales. Parece que los generadores han sido reacios a contratar a precios que est�n
pr�ximos a la tarifa regulada. Tambi�n se debe hacer notar que, bajo el esquema elegido
en base a un precio tope "sellado", los generadores tienen un incentivo para licitar un
precio alto en la ronda inicial para descubrir el precio tope y luego estar en una mejor
posici�n para las rondas subsiguientes, una vez que se hace p�blico el precio tope inicial.
Si bien ya concluy� el r�gimen temporal, observadores del sector consideran que las
futuras subastas, bajo las reglamentaciones permanentes para los contratos de largo plazo,
podr�an enfrentar dificultades similares si no se introducen algunos cambios para corregir
las deficiencias y si los precios tope siguen siendo bajos.
104
Cuadro 6.3: Subastas durante el Per�odo Transitorio 2006-2009
Precio Promedio
Compa��as de Distribuci�n en la Precio Tope
A�o Ronda Fecha % Cubierto Aceptado
Subasta US$/MWh
US$/MWh
Distriluz � Electrosur 1 18.12.06 99.2% 2.846 2.85
1 18.12.06 70.3% 2.846 2.85
2006
Luz del Sur � Electro Sur Medio (ELSM) 2 16.03.07 Desierto - No abierto
Total 70.3% 2.846
1 06.09.07 66.7% 3.347 3.516
2 18.11.07 13.1% 3.515 3.49
3 06.12.07 Desierto - 3.496
Edelnor � Luz del Sur 4 27.12.07 15.8% 3.469 3.513
5 28.02.08 3.5% 3.294 3.512
6 31.03.08 0.9% 3.462 No abierto
2007 Total 100% 3.386 -
Luz del Sur � ELSM - Edeca�ete 1 13.12.07 74.3% 3.476 3.567
1 27.12.07 Desierto - No abierto
2 12.02.08 Desierto - No abierto
Coelvisac 3 08.04.08 Desierto - No abierto
4 09.05.08 Desierto - No abierto
5 30.05.08 Desierto - No abierto
1 04.01.08 Desierto - No abierto
2 28.02.08 Desierto - No abierto
Hidrandina � Electro Nor Oeste � 3 31.03.08 19.1% 3.611 No abierto
Electrocentro - Electro Ucayali
4 30.04.08 3.3% 3.766 3.903
Total 22.4% 3.634 -
1 04.01.08 Desierto - No abierto
Electro Sur Este � SEAL � Electrosur � Desierto No abierto
2008 Electro Puno 2 31.03.08 -
3 28.04.08 Desierto - No abierto
1 24.10.08 Desierto - No abierto
Electro Sur Medio 2 01.12.08 Desierto - No abierto
3 12.01.09 Desierto - No abierto
1 22.10.08 30% 4.333 4.444
Luz del Sur - Edeca�ete 2 12.12.08 Desierto - No abierto
Total 30% 4.333 -
Hidrandina - Electronoroeste -Electronorte
2009 - Electrocentro - SEAL - Electro Puno - 1 30.01.09 Desierto - 3.604
Electro Sur Este
253. El sistema de subastas de energ�a de Per� es diferente de los esquemas brasilero y
colombiano en distintos aspectos. En primer lugar, en el sistema peruano no se hace
distinci�n de la fuente de suministro entre centrales existentes y futuras ni en cuanto al
tipo de generaci�n, t�rmica con cualquier combustible o renovable, hidroel�ctrica en
particular. As� mismo, no hay subastas para proyectos. Lo que se subasta es el
suministro de electricidad (la potencia y la producci�n de energ�a de las centrales), no
105
proyectos espec�ficos. Si bien no existe prohibici�n en las reglamentaciones de limitar la
subasta del suministro de energ�a a un tipo particular de generaci�n de electricidad, la
interpretaci�n l�gica de las reglamentaciones es que todos los tipos de generaci�n deben
competir abiertamente en las subastas.
254. Otra caracter�stica importante del sistema de subastas peruano es que la cantidad
b�sica que se subasta es la demanda por capacidad y su energ�a de punta y fuera de punta
"asociada". Los precios ofertados son solamente sobre la energ�a (de punta y fuera de
punta); mientras que los pagos de electricidad se proveen mediante un procedimiento
est�ndar para pagos de capacidad (es decir, un precio administrado). Los
requerimientos/ofertas de energ�a se dividen en dos partes; una parte m�nima fija que ser�
provista/tomada (y pagada) por los generadores/distribuidores, y una cantidad optativa
adicional variable (hasta el 20 por ciento de la cantidad fija) solicitada por los
distribuidores. La parte fija es considerada una parte take-or-pay, y el monto adicional es
pagado como se toma sin obligaci�n alguna por una toma m�nima. La energ�a firme,
como en el caso de Brasil, o el suministro de "confiabilidad", como en el de Colombia,
no forma parte del esquema de Per�.
6.4.1 Generaci�n hidroel�ctrica y el sistema de subastas
255. Si bien las reglamentaciones del sistema de subastas no discriminan contra
ninguna tecnolog�a en particular, algunas cl�usulas pueden impactar de diferente forma
en la generaci�n hidroel�ctrica o en la generaci�n termoel�ctrica. Por ejemplo, el per�odo
de anticipaci�n no inferior a tres a�os requerido para el llamado a licitaci�n. La mayor
parte de las centrales t�rmicas se pueden construir en un plazo de tres a�os, por ende la
nueva generaci�n t�rmica podr�a participar en una subasta convocada con ese plazo de
anticipaci�n. Las centrales hidroel�ctricas medianas y grandes requieren, por lo general,
m�s de tres a�os para su construcci�n; por lo tanto, nuevas centrales hidroel�ctricas no
podr�an participar en una subasta llamada con una anticipaci�n de tres a�os. As� mismo,
el incremento en el plazo de anticipaci�n tiende a aumentar los riesgos del distribuidor
que no ve ventaja alguna en hacerlo de esa forma.
256. La soluci�n propuesta para el problema se�alado ha sido la introducci�n, en las
reglamentaciones, de un incentivo econ�mico para las compa��as de distribuci�n (con un
tope del 3%) para llamar a licitaci�n con un per�do de anticipaci�n superior a los tres
a�os. El problema con el mecanismo aprobado radica en que el mencionado incentivo
parece insignificante cuando se lo pondera contra los riesgos de tomar un compromiso
avanzado. As� mismo, representa un costo adicional para los consumidores sin un
beneficio econ�mico evidente. Por otra parte, el incentivo, tal como est� dise�ado,
podr�a crear comportamientos oportunistas entre los distribuidores para obtener el
beneficio del precio sin una verdadera necesidad de incrementar el per�odo de
anticipaci�n. Una alternativa m�s efectiva que el incentivo indicado, es forzar el per�odo
de anticipaci�n, en algunas subastas, a la cantidad de a�os requeridos para construir
nuevas centrales hidroel�ctricas. Por ejemplo, en el sistema de subastas de Brasil, las
licitaciones para "energ�a nueva" (provista por las centrales nuevas) se convocan con
diferentes per�odos de anticipaci�n de tres, cinco o siete a�os.
106
257. Otro tema importante es el descuento sobre los precios de la energ�a hidroel�ctrica
introducido recientemente en el sistema de subastas. Seg�n el monto del descuento, esta
medida puede tener un impacto positivo importante para la promoci�n de la generaci�n
hidroel�ctrica. No obstante, se debe recalcar que una intervenci�n de este tipo podr�a
introducir (o ampliar) las distorsiones de precio en el sector y producir una combinaci�n
de plantas menos �ptima; si el monto del descuento no es econ�micamente racional. La
regla general para tener un descuento econ�mico eficiente es fijar este monto al nivel
requerido para compensar las "barreras de costos" de las distorsiones de precios
hidroel�ctricos y/u otras existentes que favorecen a otras tecnolog�as. Si el monto del
descuento es inferior al necesario, no se obtendr� suficente capacidad hidroel�ctrica en
las subastas. Si el descuento es muy alto, se obtendr� algo de energ�a hidroel�ctrica
ineficiente. Como se indica en el Cap�tulo 3, el costo evitado de una central t�rmica
equivalente que combina una OCCT y una CCGT,82 calculada al costo econ�mico del
gas, ser�a la referencia econ�micamente justificada para el c�lculo del descuento.
258. Otro aspecto digno de ser mencionado, independientemente de las reglas de la
subasta, es la mayor dificultad intr�nseca que los proyectos hidroel�ctricos tienen para
dise�ar una estrategia de licitaci�n exitosa en las subastas comparada con las centrales
t�rmicas. La capacidad efectiva de las centrales t�rmicas est� bien definida y la
producci�n de energ�a no tiene limitaci�n hasta este l�mite de capacidad.83 De manera
que estas centrales enfrentan riesgos menores cuando ofertan en una subasta. Por otra
parte, la capacidad efectiva y la producci�n de energ�a de las centrales hidroel�ctricas son
valores probabil�sticos, que tienen variaciones estacionales y anuales, y por lo tanto
implican riesgos mayores en una subasta.
259. La capacidad firme hidroel�ctrica, y su energ�a asociadas, es la �nica cantidad
"segura" que se puede ofertar en una subasta; la pregunta es a qu� precio. Para la
mayor�a de las centrales hidroel�ctricas, ser�a prohibitivo definir el precio de la energ�a
firme a un valor para recuperar todos sus requerimientos de ingresos, puesto que de este
modo, es probable que no sean competitivos. La energ�a hidroel�ctrica firme debe tener
un precio que sea competitivo con la generaci�n t�rmica de carga base (centrales de ciclo
combinado a gas). A este precio, no se cubrir�n todos los requerimientos de ingresos.
Los ingresos adicionales requeridos debieran provenir de los pagos efectivos de
capacidad y de la energ�a adicional disponible (energ�a secundaria) de la central. Aqu�
existen dos posibilidades: (a) vender toda la capacidad/energ�a adicional en la subasta a
un precio m�s alto que el precio de la energ�a firme; o (b) vender solamente parte de la
capacidad/energ�a adicional en la subasta y dejar el resto para venderlo al sistema, en el
futuro, al precio marginal de la energ�a.84
82
La suposici�n es que, ante la ausencia del proyecto hidroel�ctrico, la energ�a y capacidad equivalentes
ser�an provistas por una combinaci�n de proyectos con unidades de ciclo abierto y unidades de ciclo
combinado a gas.
83
Esta condici�n se aplica solamente cuando no hay restricciones en el suministro de combustible. Como
se indica en otra parte del presente informe, este no ha sido el caso del gas natural de Camisea que, en
2008, ten�a (y continuar� teniendo en el corto plazo) limitaciones de transporte en su gasoducto, y tambi�n
algunas limitaciones de producci�n.
84
El despacho por orden de m�rito de la generaci�n seg�n el costo marginal de la energ�a, asegura la
operaci�n de las centrales hidroel�ctricas bajo todo tipo de condici�n; por lo tanto, siempre recibir�n el
107
260. Debido a que los proyectos hidroel�ctricos tienen caracter�sticas individuales
espec�ficas, su participaci�n en las subastas tiene que ser cuidadosamente planificada,
identificando la cartera disponible de proyectos, los requerimientos m�nimos para que
sean parte de la cartera, y el tipo de combinaci�n de energ�a econ�micamente deseable.
Un tema que se desprende de la discusi�n previa es que un esquema centralizado de
subastas, en oposici�n al actual sistema descentralizado en el que los distribuidores
"controlan" las subastas, ser�a mucho m�s efectivo para establecer las cantidades
demandadas adecuadas y guiar las subastas para obtener una combinaci�n mejor (m�s
econ�mica) de centrales en todo el sistema.
6.4.2 Licitaci�n de proyectos hidroel�ctricos en forma individual
261. Un punto a tener en cuenta cuidadosamente es la ventaja de licitar proyectos
hidroel�ctricos en forma individual, como fue el caso de R�o Madeira en Brasil. La
reciente experiencia de Brasil en la licitaci�n de los proyectos Madeira (dos centrales
hidroel�ctricas de gran escala ubicadas en el Estado de Rondonia, sumando ambas 6,500
MW, que hab�a sido preparada por un consorcio solo) produjo una reducci�n en el costo
de aproximadamente el 30%, lo que representar� un ahorro para los consumidores de
unos US$ 500 millones por a�o. El �xito de la subasta de R�o Madeira al lograr un
proceso competitivo efectivo se puede atribuir en gran medida a la evaluaci�n de los
riesgos t�cnicos que fue posible a trav�s de la participaci�n de un peque�o grupo de
expertos internacionales altamente calificados. Con este fin, el Ministerio de Minas y
Energ�a (MME) de Brasil contrat�, a trav�s del Banco Mundial, la asistencia de tres
expertos y de una firma consultora especializada para evaluar los principales riesgos
relacionados con el proyecto, a saber: (a) una s�lida estimaci�n de los costos de capital
del proyecto; (b) el dise�o de una subasta para un proyecto de gran escala, (c) evaluaci�n
de los problemas de sedimentaci�n del proyecto, y (d) una evaluaci�n independiente del
dise�o de las turbinas del proyecto. Este esfuerzo para romper la asimetr�a de la
informaci�n, se complet� con un programa del MME para divulgar los resultados de los
estudios t�cnicos entre todas las partes interesadas, y un marco regulador que permitiera
la licitaci�n de proyectos en esta etapa al mismo tiempo que reconoc�a el valor comercial
del trabajo preparatorio realizado por el grupo que hab�a estado preparando el proyecto.
262. La licitaci�n de proyectos hidroel�ctricos en forma individual incorpora fuertes
incentivos de eficiencia que apuntan a un mejor dise�o e implementaci�n del proyecto, y
a tratar los conflictos de intereses que a menudo son inherentes a los consorcios que
preparan los proyectos de infraestructura.85 Las subastas de proyectos podr�an demostrar
ser extremadamente beneficiosas en el caso de los proyectos de gran escala, tales como
los que se est�n preparando en las cuencas orientales para la exportaci�n de electricidad a
pago por la energ�a vendida al sistema sin un contrato de respaldo, bilateral o como resultado de un proceso
de subasta. Por otra parte, la energ�a t�rmica sin un contrato tiene que competir en precio para ser
despachada y recibir el pago.
85
Un acuerdo que com�nmente se realiza en numerosos consorcios que participan en proyectos
hidroel�ctricos de gran escala es incluir, a menudo como socio principal, a una empresa contratista. Esto
introduce un conjunto complejo y conflictivo de incentivos dentro del grupo, dado que, mientras el inter�s
de algunos socios se focaliza en el negocio de vender energ�a, otros socios �el contratista(s)- est�n
interesados tambi�n en maximizar las utilidades durante la fase de construcci�n.
108
Brasil, debido a la escala de los recursos en juego y, consiguientemente, al enorme
potencial de ahorros. El esquema de subastas de Per� no contempla directamente esta
posibilidad; por lo tanto, se tendr�an que definir reglamentaciones adicionales espec�ficas.
Teniendo en cuenta la complejidad de los proyectos hidroel�cticos de gran escala, que
exigen extensos estudios y costosas investigaciones de campo, un desaf�o importante es
c�mo atraer a la competencia hacia un proyecto que a menudo es preparado por un solo
grupo, y que, en consecuencia, tiene una comprensi�n �nica y privilegiada de los desaf�os
y riesgos del proyecto. Por lo tanto, es fundamental que el gobierno encuentre una forma
de romper esta asimetr�a de la informaci�n. Tal como se aprendiera de la experiencia
adquirida en el proyecto R�o Madeira, esto se puede hacer a trav�s de estudios t�cnicos
independientes de los principales riesgos del proyecto en cuesti�n, y poner esta
informaci�n a disposici�n de todas las partes interesadas. Este esfuerzo t�cnico tambi�n
debiera incluir una evaluaci�n independiente de los costos del proyecto a fin de tener una
referencia s�lida para fijar un precio tope en el proceso de subasta.
263. Otro tema que en este caso requiere regulaci�n es el procedimiento para transferir
el suministro adquirido a la demanda (distribuidores y grandes usuarios), y los
correspondientes acuerdos contractuales. Sin duda alguna, la introducic�n de subastas de
proyectos espec�ficos afectar� el sistema regular de subastas, reduciendo la cantidad de
demanda disponible para las subastas competitivas. Una vez m�s, el actual sistema
descentralizado de subastas no parece ajustarse adecuadamente a este tipo de licitaci�n, la
que exige coordinaci�n de parte del sector p�blico y la contribuci�n de un enfoque de
planificaci�n que provea se�ales apropiadas de eficiencia. Este desaf�o es a�n mayor
cuando se trata de proyectos destinados a exportar electricidad ya que, en estos casos, la
definici�n de la parte de energ�a que se destinar� a exportaci�n y la parte de energ�a que
se destinar� al mercado interno, deber� contar con el apoyo de un s�lido esfuerzo de
planificaci�n con el prop�sito de optimizar los beneficios econ�micos para el pa�s.86
6.5 Inversiones en el Sector El�ctrico y Participaci�n del Sector Privado
264. Las inversiones en electricidad aumentaron sostenidamente durante los primeros
a�os de la reforma del sector el�ctrico en 1991-1992, alcanzando un pico de
aproximadamente US$760 millones en 1999. A partir de all�, las inversiones comenzaron
a decrecer hasta bajar a US$236 millones en 2003. Por ejemplo, las inversiones anuales
promedio en generaci�n durante el per�odo 1995-2000 fueron de US$280 millones (de los
cuales el 62 por ciento provino del sector privado), dos veces y media m�s que durante el
per�odo 2001-2004 (solamente US$116 millones, de los cuales el 38 por ciento provino
del sector privado). Si bien la inversi�n anual en el segmento generaci�n se ha
recuperado desde el a�o 2004, el da�o ya ha sido causado por la demora en la
implementaci�n de las nuevas centrales el�ctricas requeridas. La Figura 6.7 muestra las
inversiones en generaci�n en el per�odo 1995-2008, de los sectores p�blico y privado.
86
Las decisiones relativas a los compromisos de exportar energ�a bajo acuerdos de largo plazo, deben ser
consistentes con el inter�s nacional y, por ende, debieran hacer uso del soporte de un s�lido esfuerzo de
planificaci�n central. Los vol�menes de exportaci�n de un proyecto espec�fico no se pueden estimar por
los estudios de factibilidad puesto que dichos estudios no necesariamente consideran el inter�s del pa�s
exportador.
109
265. Las inversiones m�s importantes del sector privado en generaci�n, en los �ltimos
cinco a�os, se han realizado en centrales nuevas a gas. Por contraste, despu�s de la
construcci�n de las centrales hidroel�ctricas Yanango (42.8 MW) y Chimay (142.2 MW)
en 2000, que represent� una inversi�n de aproximadamente US$160 millones por parte
de Edegel, desde entonces el sector privado no ha construido ninguna otra central
hidroel�ctrica de mediana escala.87 Las inversiones del sector p�blico en proyectos
hidroel�ctricos fueron la reconstrucci�n de la central el�ctrica de Macchu Picchu
(90 MW) en 2001 y la construcci�n de Yuncan (133.5 MW) en 2005, que se vendi� en
2006 al sector privado.
Figura 6.7: Inversi�n de los Sectores P�blico y Privado en el
Segmento Generaci�n en el per�odo 1995-2008
Inversiones en Generaci�n 1995-2008
450
417.2
400
361.5 373.8
365.4
350 343.4 337.7
Millones de US$
285.1
300 289.6
280.9
260.4
250 240.2 250.8
214.4 205.1
200 193.5
163.0 159.6
150 139.7
100 109.8 107.8
97.8 87.2 92.6
50 46.1
33.5 30.0 20.1
0 7.6
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Privados P�blico Total
266. As� mismo, cabe notar que la inversi�n en el sistema de transmisi�n siempre ha
sido un porcentaje bajo de las inversiones totales en el sector, representando solamente un
poco m�s del 10 por ciento (en 2008, la inversi�n en el segmento transmisi�n fue de
US$45.7 millones, 10.7 por ciento del total de US$424.7 millones). Este bajo nivel de
inversi�n en transmisi�n, para un pa�s relativamente extenso y con una topograf�a muy
dif�cil, no es suficiente para garantizar un servicio de electricidad seguro. Solamente la
parte central occidental del pa�s (donde est�n ubicados los princiales centros de
generaci�n t�rmica y de carga � y la ciudad de Lima) tiene un sistema de transmisi�n
relativamente adecuado. Las regiones norte y sur del pa�s est�n interconectadas por
segmentos d�biles y sufren de una capacidad y reservas insuficientes. Esta situaci�n
tiene un impacto negativo en el desarrollo de proyectos hidroel�ctricos, teniendo en
87
Los inversores privados tambi�n desarrollaron tres centrales hidroel�ctricas de peque�a escala durante
este per�odo: Poechos I (15.6 MW) en 2004; y Santa Rosa I (1.5 MW) y Santa Rosa II (1.2 MW), en 2005 y
2006, respectivamente.
110
cuenta que las ubicaciones de esos proyectos se encuentran por lo general lejos de los
centros de carga.
267. Teniendo en cuenta la alta tasa de crecimiento de la demanda de los �ltimos a�os
(aproximadamente 8 por ciento en los �ltimos dos a�os), se requieren inversiones
considerables en la infraestructura de electricidad para continuar y evitar restricciones en
el suministro. A�n en el caso que la tasa de crecimiento baje a un nivel m�s moderado
del 6 al 7 por ciento (en l�nea con la reducci�n esperada de la tasa de crecimiento
econ�mico del pa�s), se necesitar� una capacidad nueva de generaci�n en el orden de los
400 MW por a�o durante los pr�ximos 5 a�os. Esto significa que no menos de
aproximadamente US$1.700 millones se requerir�n de inversi�n nueva en el segmento
generaci�n en los pr�ximos cinco a�os (un m�nimo de US$340 millones anuales). La
inversi�n anual promedio en el segmento generaci�n durante el per�odo 2004-2008 fue de
US$275.6 millones.
6.6 Problemas y Reacciones del Gobierno
268. Intervenciones en el sistema regulador. Aunque el gobierno reaccion�
r�pidamente frente a algunos problemas de corto plazo en el sector, realizando cambios
espec�ficos en el marco legal vigente, estas intervenciones han introducido una serie de
medidas con un vasto impacto en las operaciones del sistema y en los precios/tarifas de
electricidad. Por ejemplo, el Decreto de Urgencia N� 037-2008 del 21 de agosto de 2008,
les permite a las empresas estatales del sector el�ctrico adquirir la capacidad de
generaci�n necesaria para evitar los cortes de energ�a, siguiendo un procedimiento que
est� fuera del marco regulador establecido. Por otra parte, para moverse m�s r�pido en la
promoci�n de la hidroelectricidad, el MEM est� utilizando los mecanismos ad hoc de
licitaci�n de ProInversi�n, ente estatal encargado de promover la inversi�n privada, en
lugar del sistema de subastas que estipula la ley de electricidad. Por �ltimo, el impacto
econ�mico y financiero de todas estas medidas se transferir�, directa o indirectamente, a
los consumidores de electricidad.
269. Si bien se reconoce que fue necesario hacer frente a los cada vez m�s crecientes
problemas del sector, no est� claro si las recientes medidas adoptadas por el gobierno
tendr�n un impacto deseable en el corto plazo. Asimismo, existe el riesgo de que estas
medidas resulten en soluciones econ�micas ineficientes y tambi�n de que se introduzcan
efectos secundarios de largo plazo no deseados en el marco legal y regulador general del
sector el�ctrico.
270. Distorsiones de precios en el sector el�ctrico. La principal se�al para la oferta y
la demanda en un mercado es el precio del bien o servicio que se negocia. A�n en los
mercados imperfectos, como es el caso del mercado el�ctrico, su precio constituye la
referencia m�s importante cuando se toman las decisiones de inversi�n y consumo.
Antes del cambio en el sistema regulador de 2006, los generadores se quejaban de que la
principal fuente de distorsi�n de precios en el mercado el�ctrico era la inherente
"discreci�n" reguladora al establecer administrativamente la tarifa de generaci�n para el
111
mercado regulado, lo que resultaba en una tarifa de generaci�n relativamente baja, poco
atractiva para realizar inversiones nuevas.
271. Si bien las reglamentaciones vigentes antes de 2006 estipulaban que la tarifa de
generaci�n solamente pod�a fluctuar dentro de una banda de m�s o menos un 10 por
ciento de los precios libres de mercado, la mayor�a de los contratos de suministro
libremente negociados estaban vinculados, directa o indirectamente, con la tarifa de
regulada. De manera que, en la pr�ctica, en vez de seguir el precio de la electricidad
libremente negociado, los proveedores de electricidad prefer�an usar la tarifa
administrativamente determinada como precio de referencia. Es importane se�alar que,
contrario a la l�gica econ�mica, el sector minero (que comprende a los usuarios de
electricidad m�s grandes del pa�s), negoci� en algunos casos precios de electricidad a
niveles m�s altos que otros grandes usuarios m�s peque�os. Si bien la autogeneraci�n de
electricidad es una alternativa viable para los grandes usuarios, no es una opci�n
econ�mica bajo condiciones normales, por lo tanto, los proveedores de electricidad tienen
cierto poder de mercado en sus negociaciones con los usuarios "libres".
272. El mercado de los grandes usuarios, que representa aproximadamente el 50 por
ciento de la demanda total de electricidad, no ha aportado la conexi�n necesaria, ni ha
servido como la se�al de gu�a para determinar la tarifa de generaci�n para los usuarios
minoristas regulados de electricidad. En cierta forma, este "fracaso" del modelo (o
fracaso de los participantes del mercado en responder como se esperaba seg�n el
modelo), ha contribuido al dr�stico cambio en el dise�o del mercado introducido por la
ley de 2006 a trav�s del sistema de subastas. El cambio del sistema regulador fue
impulsado por la persistente queja de los generadores sobre la baja tarifa de generaci�n.
Teniendo en cuenta tanto la situaci�n actual como la situaci�n a corto plazo, el nuevo
sistema de subastas no garantiza nuevas inversiones en el segmento generaci�n. De
alguna manera, el mercado de los grandes usuarios, que se encuentran principalmente en
el sector minero, podr�a ser parte de la soluci�n para la inversi�n en nuevos proyectos en
el segmento generaci�n, en particular en proyectos hidroel�ctricos, tecnolog�a �sta
tradicionalmente vinculada a la miner�a.
273. Como se ha mencionado en distintas secciones del presente informe, una
distorsi�n importante del precio en el sector el�ctrico es el precio del gas natural para la
generaci�n termoel�ctrica, sector que ha crecido muy r�pido y que ahora alcanza el
32 por ciento de la generaci�n total. Esta distorsi�n es el resultado de la aplicaci�n de un
precio interno especial diferente (inferior) al valor econ�mico del gas, si se lo compara
con sus sustitutos o usos alternativos. El uso de esta fuente de energ�a aut�ctona y
relativamente abundante es pol�tica prioritaria del pa�s, teniendo en cuenta que la
licitaci�n para la explotaci�n del principal yacimiento de Camisea, y con posterioridad,
las renegociaciones de los contratos, permitieron llegar a un precio interno descontado
para todo tipo de consumo y, en especial, para la generaci�n de energ�a. Se entiende que
la pol�tica del MEM es mantener este precio interno promocional al menos por el plazo
estipulado en el contrato renegociado con los productores (que establece un aumento que
no sea superior al 5% en el precio del gas natural por a�o, y no m�s alto que el porcentaje
de aumento en los combustibles l�quidos). Esta pol�tica de precios se aplica a los
112
yacimientos iniciales de Camisea (conocidos como lotes 48 y 55), y que representan gran
parte del gas que se utiliza en Per�. Cualquier otra explotaci�n o yacimientos de gas
natural en la misma �rea de Camisea, o en otros sitios, no est�n sujetos a esta pol�tica.
274. Planificaci�n, seguridad del suministro, inversiones y rol del "mercado" en el
desarrollo del sector el�ctrico. La reforma del sector el�ctrico que se llevara a cabo en
la d�cada de 1990, defini� que el rol del sector p�blico se limitaba a la regulaci�n y
monitoreo/supervisi�n del sector energ�tico. Si bien la planificaci�n todav�a era una
funci�n del MEM, la misma fue reorientada como una pol�tica "referencial", quit�ndole
cualquier car�cter anterior de "obligatoria". El resultado fue la preparaci�n de un
documento "Plan Referencial" peri�dico en el que la din�mica de la
participaci�n/decisi�n del sector privado en inversiones nuevas no fue adecuadamente
tratada. Evidentemente, este plan referencial fue de un valor limitado para las partes
interesadas del sector el�ctrico, teniendo en cuenta que la mayor parte de las decisiones
de inversi�n estaba en manos del sector privado. El nuevo marco legal para el sector
el�ctrico definido en 2006, volvi� a introducir la planificaci�n obligatoria del segmento
transmisi�n como una funci�n "p�blica" del COES, el operador independiente de la red,
pero tambi�n ampli� el rol del mercado "privado" en el segmento generaci�n mediante la
inclusi�n de un sistema de subastas de suministro de electricidad.
275. Por lo tanto, el actual marco legal del sector el�ctrico define la combinaci�n de
una planificaci�n de transmisi�n, obligada por ley, y un enfoque de mercado (privado)
para la ampliaci�n de generaci�n. La forma en que esta combinaci�n funcionar� en la
pr�ctica es incierta, considerando que por su propia naturaleza la ampliaci�n del sector
electricidad tiene que tratar simult�neamente con los componentes generaci�n y
transmisi�n. En el caso particular de los proyectos hidroel�ctricos, esta interrelaci�n es
m�s importante, puesto que en muchos casos el costo de transmisi�n podr�a ser el factor
econ�mico o financiero que permite o impide un proyecto hidroel�ctrico.
276. El suministro de energ�a el�ctrica es un sistema complejo, no s�lo desde el punto
de vista de la ingenier�a, si no tambi�n desde un punto de vista econ�mico y regulatorio.
Hay una ventaja comparativa fundamental entre el uso de la competencia y regulaci�n
para proveer eficiencia en los costos y, al mismo tiempo, mantener la seguridad del
suministro de electricidad. La mayor parte de las reformas que se llevaron a cabo en la
regi�n, incluida la de Per�, no consideraron en forma expl�cita el tema de la seguridad del
suministro de electricidad. En los modelos de reforma estaba impl�cito que las se�ales
del precio del mercado competitivo aportar�an los incentivos necesarios para ampliar el
sistema, tal como era necesario, hasta un nivel de seguridad �ptimo/econ�mico.
277. Una lecci�n principal de los 15 a�os de reforma en el sector el�ctrico en Am�rica
Latina, es que una ampliaci�n de generaci�n puramente dirigida por el mercado, no
resuelve la extremadamente importante cuesti�n de la seguridad del suministro.
Consciente de esta deficiencia, el marco legal de Chile estipul� penalidades para los
generadores privados que no cumpliesen con una provisi�n adecuada de energ�a
necesaria para satisfacer la demanda, haci�ndolos a los generadores privados
impl�citamente responsables de la seguridad del suministro. No obstante, la crisis de la
113
electricidad de 1998, en la cual los generadores privados rehusaron aceptar su
responsabilidad por el d�ficit en generaci�n, puso de relieve la debilidad y falta de
aplicabilidad de este tipo de medida reguladora.
278. La asignaci�n adecuada de los roles del gobierno y los agentes privados, y la
comprensi�n del grado de complementariedad que existe entre la planificaci�n del
gobierno y las operaciones del sector privado, constituyen la clave para avanzar hacia el
desarrollo sostenible en cualquier sector de infraestructura. Si la planificaci�n de
electricidad, la seguridad del suministro de electricidad y el funcionamiento apropiado de
un mercado el�ctrico imperfecto de un pa�s, siempre ser�n la responsabilidad final de las
autoridades nacionales del sector, el marco legal del sector debiera reflejar esta
importante funci�n en forma adecuada y expl�cita. Este no es el caso en la legislaci�n
peruana, donde es evidente que el Estado necesita desempe�ar un rol m�s activo a fin de
garantizar un adecuado nivel de seguridad del suministro. La promoci�n de los proyectos
hidroel�ctricos y de otras tecnolog�as de energ�as renovables, es compatible con los
objetivos de seguridad de la energ�a del pa�s. Teniendo en cuenta la debilidad
identificada en el sistema actual y los desaf�os del entorno externo, se podr�a fortalecer el
rol del gobierno en las siguientes �reas:
� Planificaci�n central: Fortalecimiento de la planificaci�n central mediante una
mejor integraci�n de la planificaci�n de generaci�n y tansmisi�n, definiendo de
este modo la base para un dise�o estrat�gico de las subastas de energ�a y una
s�lida estrategia para la integraci�n regional/acuerdos comerciales de energ�a, y
una matriz de energ�a econ�mica y ambientalmente s�lida para el pa�s.
� Desarrollo de proyectos hidroel�ctricos: Facilitar el desarrollo de los proyectos
hidroel�ctricos mediante el fortalecimiento del sistema hidrom�trico del pa�s y la
actualizaci�n de los inventarios de proyectos.
� Eficiencia del consumo y opciones de inversi�n: Promover la eficiencia del
consumo y las opciones de inversi�n, mediante un sistema tarifario que refleje el
costo. A este fin, ser� necesario reevaluar la pol�tica de precios del gas para la
generaci�n de energ�a �que amenaza el desarrollo sostenible del sector el�ctrico e
impone un conjunto de medidas compensatorias que podr�an distorsionar a�n m�s
el sistema de incentivos- y analizar la posibilidad de mejorar el mecanismo de
precios para capacidad y transmisi�n.
� El proceso de subastas de energ�a: Realizar subastas de energ�a que no
discriminen ning�n tipo de tecnolog�a y, cuando fuese necesario, considerar las
siguientes opciones: (i) ofrecer primas o descuentos que sean econ�micamente
racionales, es decir, mecanismos para corregir las distorsiones creadas por un
sistema de precios imperfecto; y/o (ii) realizar subastas espec�ficas de tecnolog�a
licitando grandes proyectos en forma individual.
� Financiamiento: Considerando las amenazas de la actual crisis financiera,
explorar la necesidad y posibilidades de actuar como intermediario financiero
para movilizar un financiamiento m�s atractivo o, en casos espec�ficos, como
socio en asociaciones p�blico-privadas.
114
279. ProInversi�n y la Subasta de Generaci�n Hidroel�ctrica. ProInversi�n es un
ente gubernamental especializado cuyo consejo de administraci�n est� compuesto por
siete ministros y es presidido por el Primer Ministro. La funci�n principal de
ProInversi�n es la promoci�n de la inversi�n privada mediante la transferencia de los
activos p�blicos existentes, principalmente en manos de empresas o agencias de capital
estatal � es decir, un proceso de privatizaci�n- y la concesi�n de instalaciones de
infraestructura bajo el esquema cl�sico de contratos BOOT y sus variantes. Las
principales actividades de este ente se han centrado en la concesi�n de instalaciones de
transporte tales como caminos, puertos y aeropuertos; actividades todas reguladas por
contratos. ProInversi�n puede firmar contratos en nombre del gobierno, otorg�ndoles a
estos contratos un status elevado en la legislaci�n peruana.
280. Por ley, ProInversi�n puede participar en la concesi�n de instalaciones de
infraestructura de cualquier sector, incluido el sector energ�tico. Esto ha sucedido
recientemente a pedido del MEM (para la ampliaci�n del sistema de transmisi�n),
durante el per�odo de transici�n mientras se implementa el proceso de planificaci�n y
licitaci�n que establece la reforma de la Ley No. 28832. La concesi�n y condiciones
contractuales de estos procesos fueron coordinados con el MEM y el ente regulador del
sector el�ctrico para asegurar la preservaci�n del marco legal y regulador.
281. En respuesta a algunos problemas de suministro de corto plazo, el MEM
recientemente adopt� medidas ad hoc para "promover" las inversiones en nueva
generaci�n. Estas medidas incluyen una solicitud del MEM a ProInversi�n para llevar a
cabo una subasta exclusiva de energ�a hidroel�ctrica la cual, a diferencia de su
participaci�n previa en transmisi�n (una actividad regulada), podr�a ser discutible. Una
serie de cuestiones relacionadas con esta iniciativa exigen mayor aclaraci�n:
�Firmar� ProInversi�n contratos con condiciones particulares con los nuevos
inversores?
Los contratos con los oferentes ganadores, �ser�n transferidos a los
distribuidores?
La licitaci�n de ProInversi�n, �estar� limitada (abierta) solamente a los proyectos
hidroel�ctricos que ya tienen una concesi�n?
�Cu�l sera el criterio de selecci�n?, �habr� un l�mite de megavatios?
�Habr� un precio tope en la licitaci�n, y qui�n determinar� este precio tope?
�Qu� pasar� con la subasta planificada de suministro de energ�a de largo plazo
que est� preparando el ente regulador de conformidad con las reglas estipuladas
en la ley de reforma No. 28831 de 2006, y sus reglamentaciones?
6.7 Conclusiones
282. Las dificultades del suministro de electricidad que ocurrieron en 2004 fueron �
aparte de los problemas hidrol�gicos- los s�ntomas de una creciente preocupaci�n por
parte del sector privado, que se quej� de los precios de electricidad "bajos y poco
atractivos" fijados por el ente regulador que imped�an realizar inversiones en generaci�n
y transmisi�n nueva. Estas dificultades forzaron la reforma reguladora del sector
115
el�ctrico de 2006 (Ley 28832) que introdujo un cambio conceptual mayor en la pol�tica
de determinaci�n de precios para generaci�n y transmisi�n: de tarifas reguladas en base
al costo econ�mico a un sistema de subastas y transferencia de los precios resultantes.
283. El sistema regulador se encuentra actualmente en un per�odo de transici�n hasta
que se hayan desarrollado, aprobado e implementado todas las reglamentaciones de la
Ley 28832. Si bien las reglamentaciones y procedimientos generales de las subastas de
energ�a de largo plazo ya han sido aprobados por el MEM y OSINERGMIN (en
diciembre de 2008), solamente se han implementado subastas de corto plazo. Estas
subastas no han sido satisfactorias. La raz�n principal que explica la poca respuesta de
los generadores, parece ser la falta de adecuados incentivos de precio, dado que los
precios tope fueron fijados a niveles pr�ximos al nivel de la tarifa regulada. Es probable
que las subastas futuras, de conformidad con las reglamentaciones para los contratos de
largo plazo, enfrenten dificultades similares si no se corrigen las actuales deficiencias del
marco regulatorio.
284. En los pr�ximos a�os, el sector energ�tico de Per� tendr� el dif�cil desaf�o de
hacer frente a un r�pido crecimiento de la demanda y a la necesidad de darle un nuevo
enfoque a la estructura del sector y al modelo de mercado. Un indicio de la gravedad de
los problemas es que, por primera vez desde la reforma del sector, el servicio el�ctrico
est� sufriendo cortes de energ�a de significativa magnitud por la congesti�n existente en
el sistema de transmisi�n, las limitaciones de capacidad en el gasoducto Camisea, un bajo
nivel de generaci�n hidroel�ctrica y la falta de reservas adecuadas, todos ellos problemas
que exigen una atenci�n urgente. Esta situaci�n persistir� hasta que generaci�n nueva
entre en operaci�n, hecho que no se espera ocurra hasta mediados o fines de 2009.
285. Si no hay un suministro nuevo de gas, o si est� limitado, la generaci�n t�rmica a
gas natural llegar� a su pico en 2012-2014, a un nivel de aproximadamente 2,200 MW a
2,800 MW. Toda generaci�n adicional requerida tendr�a que provenir de otras fuentes,
principalmente hidroel�ctrica si fue posible. Por lo tanto, se debe considerar como alta
prioridad un proceso de subastas exitoso para las centrales hidroel�ctricas. Tal como se
explica en cap�tulos anteriores, el potencial de la nueva generaci�n hidroel�ctrica en los
pr�ximos cinco a�os est� en el orden de los 1,000 MW a 1,200 MW. Ser� necesario
contar con un marco habilitante sostenible y adecuado para asegurar la ampliaci�n del
componente hidroel�ctrico con posterioridad a ese per�odo.
286. El precio del gas natural de Camisea para uso interno en la generaci�n de energ�a
es uno de los m�s bajos en la regi�n. El mismo introduce una distorsi�n de precios que
constituye una seria barrera para el desarrollo de una generaci�n alternativa tal como la
generaci�n hidroel�ctrica y otras energ�as renovables. Este precio tambi�n es un
desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la generaci�n t�rmica de energ�a,
haciendo que no sea econ�mico instalar unidades de ciclo combinado. No obstante, se
entiende que la pol�tica del Gobierno es mantener este precio interno promocional, por lo
menos durante el per�odo estipulado en el contrato renegociado con los productores
(alrededor de cinco a�os). En cambio, el Gobierno se est� embarcando en una pol�tica de
incentivos para las energ�as renovables (primas, subastas exclusivas, incentivos
116
impositivos) con el prop�sito de contrapesar el efecto del bajo precio del gas. Estas
medidas implican una desviaci�n con respecto a una pol�tica eficiente de precios y arroja
dudas sobre su eficacia y sustentabilidad.
287. Ante la amenaza de una eventual escasez de gas natural, el MEM ha establecido
un orden de prioridad para su uso, manteniendo las obligaciones contractuales vigentes,
principalmente la exportaci�n de LNG a M�xico. La primera prioridad en el uso se le
otorga a los consumidores residenciales; seguido por el gas natural comprimido para
transporte y luego para la generaci�n de energ�a (primero para unidades de ciclo
combinado y luego para las unidades de ciclo abierto).
288. El actual sistema de subastas para los contratos de largo plazo presenta los
siguientes desaf�os para la generaci�n hidroel�ctrica:
� Si bien las reglamentaciones del sistema de subastas de Per� no discrimina
ninguna tecnolog�a en particular, algunas cl�usulas podr�an tener un impacto
diferente en la generaci�n hidroel�ctrica, comparado con la generaci�n
termoel�ctrica. Una de las principales restricciones para las centrales
hidroel�ctricas es el per�odo de anticipaci�n de tres a�os requerido para llamar a
licitaci�n, que no es compatible con los t�picos tiempos de puesta en marcha de
los proyectos hidroel�ctricos.
� Otro problema radica en que el sistema de subastas trata los riesgos de una
manera desigual. Mientras que en los proyectos hidroel�ctricos la mayor parte de
los riesgos son asumidos por el desarrollador del proyecto, en las centrales
termoel�ctricas el riesgo principal (es decir, el costo del combustible) es asumido
por los consumidores. La dificultad de comparar los costos de la generaci�n
termoel�ctrica e hidroel�ctrica arroja dudas sobre la efectividad de las subastas
donde estas tecnolog�as compiten una con la otra.
� Las distorsiones provocadas por los muy bajos precios del gas para la generaci�n
de electricidad se podr�an resolver mediante la introducci�n de un sistema de
descuentos y primas cuando se espera que la generaci�n termoel�ctrica e
hidroel�ctrica compitan en una sola subasta. Esto plantea el desaf�o de definir el
nivel correcto de los descuentos sin incorporar nuevas distorsiones en el mercado.
Un descuento econ�micamente eficiente para la generaci�n hidroel�ctrica en la
subasta debe definirse tomando como referencia el costo evitado de una central
t�rmica equivalente, calculado al costo econ�mico del gas. Es decir, el descuento
debe constituir un mecanismo para corregir la distorsi�n creada por el precio del
gas.
� La necesidad de un dise�o y administraci�n eficientes de las subastas exclusivas
para la generaci�n hidroel�ctrica, y/o la implementaci�n de descuentos para las
subastas de generaci�n hidroel�ctrica y/o proyectos espec�ficos, ponen de
manifiesto que un esquema centralizado de subastas, con un importante aporte de
una s�lida planificaci�n, ser�a m�s conveniente que el actual sistema
descentralizado.
� La generaci�n hidroel�ctrica enfrenta dificultades inherentes al competir con otras
tecnolog�as, especialmente con la generaci�n termoel�ctrica, dado que su
117
capacidad efectiva y producci�n de energ�a son valores probabil�sticos. Una
s�lida estrategia de licitaci�n para la generaci�n hidroel�ctrica debe apuntar a
ofrecer un precio de energ�a firme competitivo con generaci�n termoel�ctrica
equivalente despachada en la base y al mismo tiempo procurar ingresos
adicionales de su energ�a secundaria y capacidad efectiva.
289. Considerando las complejidades de las subastas espec�ficas no relacionadas con la
tecnolog�a mencionadas m�s arriba, es decir, las dificultades en comparar las tecnolog�as
con los distintos costos y perfiles de riesgo, la existencia de algunas reglamentaciones
que est�n desviadas por la tecnolog�a y los desaf�os planteados por un sistema complejo
de primas y descuentos, parecer�a justificar la realizaci�n de subastas separadas para las
diferentes tecnolog�as. En este caso, la combinaci�n de energ�a ser�a el resultado de un
enfoque estrat�gico para la ampliaci�n del sector �sustentado por un s�lido esfuerzo de
planificaci�n- en vez del resultado de un sistema de subasta deslucido por potenciales
distorsiones e incertidumbres.
290. Las subastas espec�ficas por proyecto ser�an aconsejables para los proyectos
hidroel�ctricos de envergadura, puesto que tienen el potencial de reducir
considerablemente los costos. Este enfoque servir�a para incorporar incentivos de
eficiencia en la preparaci�n e implementaci�n de proyectos de gran escala y al mismo
tiempo mantener precios tope consistentes con el costo econ�mico de las centrales
propuestas.
291. Si la planificaci�n del sector el�ctrico, la seguridad del suministro y el adecuado
funcionamiento de un mercado el�ctrico imperfecto en un pa�s, siempre ser� la
responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector el�ctrico, el margo legal del
sector debe entonces reflejar este importante rol adecuada y expl�ticamente. Este no es el
caso de la legislaci�n peruana, donde es evidente que el Estado necesita desempe�ar un
rol m�s activo para asegurar la adecuada seguridad del suministro. Teniendo en cuenta
las debilidades que se han identificado en el actual sistema y los desaf�os del entorno
externo, el rol del gobierno se podr�a fortalecer en las siguientes �reas:
� Planificaci�n central: Fortalecimiento de la planificaci�n central mediante una
mejor integraci�n de la planificaci�n de generaci�n y tansmisi�n, definiendo de
este modo la base para un dise�o estrat�gico de las subastas de energ�a y una
s�lida estrategia para la integraci�n regional/acuerdos comerciales de energ�a, y
una matriz de energ�a econ�mica y ambientalmente s�lida para el pa�s
� Desarrollo de proyectos hidroel�ctricos: Facilitar el desarrollo de los proyectos
hidroel�ctricos mediante el fortalecimiento del sistema hidrom�trico del pa�s y la
actualizaci�n de los inventarios de proyectos.
� El sistema de tarifas: Promover la eficiencia del consumo y las opciones de
inversi�n, mediante un sistema tarifario que refleje el costo.
� Financiamiento: Explorar la necesidad y posibilidades de actuar como
intermediario financiero para movilizar un financiamiento m�s atractivo o, en
casos espec�ficos, como socio en asociaciones de los sectores p�blico-privado.
118
292. La participaci�n directa de ProInversi�n en una subasta hidroel�ctrica plantea una
serie de preguntas relacionadas con la eficacia del proceso mismo y su coordinaci�n con
el sistema de concesiones establecido por la legislaci�n vigente del sector el�ctrico.
Dichas preguntas deber�an ser resueltas en estrecha coordinaci�n entre el MEM y
OSINERGMIN.
119
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE POL�TICA
7.1 Contribuci�n potencial de los proyectos hidroel�ctricos en Per�
293. La evaluaci�n de la contribuci�n potencial desde m�ltiples perspectivas, y de las
barreras, al desarrollo de la hidroelectricidad en Per�, arrib� a las siguientes
conclusiones:
294. Mientras la crisis financiera puede provocar una desaceleraci�n temporal, el
sector el�ctrico de Per� enfrentar� un dif�cil desaf�o para satisfacer el r�pido
crecimiento de la demanda. Un indicio de la gravedad del problema es que, por
primera vez desde la reforma del sector, se producen cortes significativos de electricidad
debido a congesti�n en el sistema de transmisi�n, las limitaciones en la capacidad del
gasoducto Camisea, el bajo nivel de generaci�n de energ�a hidroel�ctrica y la falta de
reservas adecuadas, todos ellos problemas que exigen una atenci�n urgente. Esta
situaci�n persistir� hasta que los nuevos proyectos de generaci�n de electricidad entren
en l�nea. Si no se cuenta con nuevas fuentes de suministro de gas disponibles, o si las
mismas est�n limitadas, la generaci�n de electricidad basada en gas natural llegar� a su
punto m�ximo en el per�odo 2012-2014. En consecuencia, una parte importante de la
generaci�n adicional de electricidad deber� provenir de otras fuentes; principalmente de
centrales hidroel�ctricas.
295. La evaluaci�n t�cnica concluye que existen proyectos hidroel�cticos en las
cuencas occidentales (m�s de 1,000 MW) con concesiones definitivas que son
t�cnicamente s�lidos, cuya construcci�n podr�a comenzar en el corto plazo y, de ser
as�, entrar en servicio en o alrededor del per�odo 2013-2014. La preparaci�n de estos
proyectos, en su mayor parte de pasada y de bajo impacto, cuenta con el soporte de buena
informaci�n b�sica y capacidad t�cnica nacional. En realidad, estos proyectos, sumados a
otros proyectos de caracter�sticas similares que actualmente se encuentran en una etapa
m�s temprana de preparaci�n, constituyen una de las principales opciones para que el
pa�s desarrolle una econom�a de bajo nivel de carbono.
296. Un conjunto de proyectos hidroel�cticos con concesiones temporales (que
suman 4,300 MW adicionales), podr�a contribuir a satisfacer la demanda de
electricidad a partir del a�o 2015 en adelante. Por otra parte, el potencial para
desarrollar centrales hidroel�ctricas en las cuencas del oriente, excede los requerimientos
de energ�a del pa�s y ofrece una oportunidad para exportar energ�a a los pa�ses vecinos.
No obstante, el conocimiento de dicho potencial se encuentra en un nivel menos
avanzado y se entiende que su impacto social y ambiental ser� mayor.
297. El impacto del cambio clim�tico en los proyectos hidroel�ctricos es incierto,
pero una evaluaci�n preliminar del impacto de la recesi�n de los glaciares sugiere
que el mismo podr�a ser limitado. Existe un n�mero restringido de proyectos que se
alimentan considerablemente de los glaciares y en esos casos se pueden adoptar medidas
de adaptaci�n. Si bien existen mediciones tangibles del impacto del cambio clim�tico en
120
los glaciares en recesi�n, la comunidad cient�fica a�n no tiene un entendimiento cabal de
lo que parece ser el problema principal: el impacto sobre los patrones de precipitaci�n
pluvial.
298. El an�lisis econ�mico concluye que los proyectos de energ�a hidroel�ctrica
constituyen una alternativa econ�micamente viable para la ampliaci�n del sector
energ�tico del Per�, cuando el gas es valuado a su costo econ�mico. En la muestra de
proyectos que cuentan con concesiones definitivas, aproximadamente 1,000 MW son
econ�micamente viables si el gas se val�a a un costo econ�mico de aproximadamente
4.4US$mmBTU (para un escenario de largo plazo caracterizado por precio de petr�leo
crudo de US$75 por barril). Comparado con los proyectos que utilizan gas, el costo
econ�mico de la generaci�n hidroel�ctrica es alrededor de 1 centavo de US$ por kWh
m�s barato; esto implicar�a ahorros econ�micos de aproximadamente US$50 millones por
a�o si se implementan dichos proyectos.
299. No obstante, al muy bajo precio actual del gas actual (2.14US$/mmBTU),
pocos proyectos hidroel�ctricos podr�an ser financieramente competitivos. Mientras
que una central hidroel�ctrica excepcionalmente buena podr�a ser marginalmente
competitiva, si se le compara con los resultados de las �ltimas subastas de energ�a,
solamente un proyecto viene siendo implementado por un consorcio industrial (a trav�s
de financiamiento comercial) a modo de cobertura contra futuras interrupciones en el
suministro el�ctrico, y no como un negocio rentable para abastecer el mercado local.
300. Para las inversiones de largo plazo e intensivas en capital, tales como las
centrales hidroel�ctricas, los plazos m�s largos de los pr�stamos son vitales para
reducir los precios de la electricidad. Los precios financieros de energ�a muestran
grandes variaciones seg�n la estructura de financiamiento: para un proyecto t�pico, la
variaci�n de precios entre un financiamiento comercial, respaldado por una corporaci�n,
y un financiamiento con la participaci�n de una instituci�n financiera internacional (IFI),
es del orden de los 5.52 y 4.11 centavos de US$ por kWh, respectivamente. Debido a sus
pr�stamos a m�s largo plazo, las IFI podr�an desempe�ar un papel importante en la
reducci�n de los costos de financiamiento de proyectos, a�n cuando est�n combinados
con pr�stamos comerciales de plazos m�s cortos, y en permitir que las centrales
hidroel�ctricas sean competitivas a�n con los actuales precios muy bajos del gas.
7.2 Barreras al desarrollo de proyectos hidroel�ctricos
301. El estudio identific� la presencia de un conjunto de barreras y factores potenciales
que impiden el desarrollo satisfactorio de las centrales hidroel�ctricas. Estas barreras
evidencian la falta de coherencia en la actual estrategia para promover la generaci�n de
energ�a hidroel�ctrica.
302. El precio del gas natural de Camisea para generaci�n de energ�a, uno de los
m�s bajos de la regi�n, introduce una distorsi�n de precio que constituye una seria
barrera a la generaci�n hidroel�ctrica y a otras tecnolog�as de energ�as renovables.
Este precio es tambi�n un desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la
121
generaci�n de energ�a t�rmica y por consiguiente no es econ�mico instalar unidades de
ciclo combinado. Se entiende que la pol�tica del Gobierno es mantener este precio interno
promocional por lo menos durante el per�odo de cinco a�os estipulado en los contratos
renegociados con los productores. En lugar de ajustar el precio del gas con miras a crear
condiciones equitativas para las otras tecnolog�as, el Gobierno se est� embarcando en una
pol�tica de incentivos para las energ�as renovables (primas, subastas exclusivas,
incentivos impositivos) con el prop�sito de contrapesar el efecto de la distorsi�n del
precio del gas. Estas medidas implican el alejamiento de una pol�tica de precios eficiente
y arroja dudas sobre su eficacia y sostenibilidad.
303. No obstante, el actual precio muy bajo del gas no es sostenible y, muy
probablemente, los precios del gas se deber�n incrementar en el largo plazo. Con la
futura ampliaci�n de los proyectos de generaci�n a gas restringida por los l�mites de
capacidad del yacimiento y gasoducto Camisea, las nuevas centrales a gas tendr�n que
hacer frente a los costos m�s altos de producci�n de otros yacimientos y a los costos
econ�micos o de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso que las centrales a gas
est�n ubicadas en los propios yacimientos, al costo correspondiente de la transmisi�n
adicional hasta los principales centros de carga.
304. Es probable que el financiamiento de proyectos intensivos en capital, tales
como las centrales hidroel�ctricas, sea especialmente dif�cil en el futuro cercano por
la confusi�n que reina en los mercados financieros internacionales. Las tasas de
inter�s y las posiciones de liquidez contin�an modific�ndose r�pidamente. Es poco
probable que se logre una situaci�n normal para el financiamiento de nuevos proyectos
mientras los principales bancos no hayan resuelto sus problemas de activos t�xicos, y la
econom�a global no reanude su crecimiento econ�mico, algo que quiz�s no suceda hasta
el 2010, o posiblemente m�s tarde. Si bien a fines de 2008 las condiciones inusualmente
altas del mercado spot alentaron las expectativas para el desarrollo de centrales
hidroel�ctricas, es poco probable que esas condiciones se mantengan en el corto plazo o
sean suficientes para permitir el financiamiento de proyectos hidroel�ctricos bajo las
actuales condiciones.
305. El sistema regulador se encuentra actualmente en un per�odo de transici�n
hasta que todas las nuevas reglamentaciones de la Ley 28832 se hayan desarrollado,
aprobado, implementado y probado. Si bien las reglamentaciones y procedimientos
generales de las subastas de suministro de electricidad de largo plazo ya han sido
aprobadas, s�lo se han implementado subastas a corto plazo. Estas subastas no han tenido
�xito en movilizar el suministro de electricidad esperado. La principal raz�n de ello
parece ser la falta de incentivos adecuados para los precios, puesto que los precios tope
fueron establecidos en niveles cercanos a la tarifa regulada. Es posible que las futuras
subastas, que se llevar�n a cabo conforme a las reglamentaciones permanentes para los
contratos de largo plazo, enfrenten dificultades similares si no se corrigen las deficiencias
actuales.
306. El sistema actual de subastas para los contratos de largo plazo plantea una
serie de limitaciones a la generaci�n hidroel�ctrica, hecho que justificar�a subastas
122
separadas para las distintas tecnolog�as, o a�n la subasta de los grandes proyectos
de energ�a hidroel�ctrica. Entre las limitaciones existentes en el actual sistema de
subastas se encuentra la dificultad de comparar objetivamente los costos y riesgos de las
centrales t�rmicas y las hidroel�ctricas, un plazo de anticipaci�n requerido de tres a�os
que no es compatible con la naturaleza de los proyectos hidroel�ctricos, y el desaf�o de
establecer de establecer primas o descuentos que no introduzcan distorsiones econ�micas.
La propuesta de una subasta de generaci�n hidroel�ctrica que llevar� a cabo ProInversi�n
fue motivada por el reconocimiento de deficiencias en el marco de subastas. Si bien este
es claramente un caso de excepci�n fuera del marco regulador normal del sector el�ctrico
que puede no ser requerido en el futuro, su dise�o es considerado correcto.
307. El proceso para la obtenci�n de concesiones y permisos, sujeto a frecuentes
cambios producidos por las reformas legales, es considerado por los desarrolladores
de proyectos como impredecible y excesivamente largo. La naturaleza compleja de los
proyectos hidroel�ctricos implica la participaci�n de un elevado n�mero de actores en el
proceso del otorgamiento de concesiones y permisos para los proyectos. La mayor�a de
las partes interesadas perciben que la densidad del proceso, y los frecuentes cambios
producidos por las reformas legales, hacen que el mismo sea impredecible y
excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los derechos de agua y los
derechos de paso contiene importantes vac�os y constituye una barrera para el desarrollo
de los proyectos hidroel�ctricos. Asimismo, la adjudicaci�n relativamente temprana de
las concesiones definitivas �que otorgan derechos de exclusividad- est� demostrando ser
una medida ineficiente que con frecuencia obstaculiza el desarrollo de un sitio atractivo
(cuando es propiedad de un desarrollador poco s�lido) y dificulta la competencia.
308. La debilidad del marco para las evaluaciones ambientales y sociales amenaza
la posibilidad de un desarrollo sostenible de proyectos hidroel�ctricos, especialmente
en las cuencas del oriente que probablemente afectar�n a la poblaci�n ind�gena. Si
bien las evaluaciones ambientales para los proyectos de energ�a se han hecho desde
mediados de la d�cada de 1990, a�n existe una serie de problemas que deben resolverse,
junto con el inherente conflicto de inter�s asociado a las funciones del MEM como
promotor y regulador de proyectos. Los problemas principales comprenden la calidad de
los estudios ambientales, los procesos de consultas poco s�lidos incluyendo a la
poblaci�n ind�gena y otros grupos locales, y la ausencia de un marco apropiado para
tratar asuntos sociales, incluyendo la falta de un sistema efectivo para compartir los
beneficios que reconozca adecuadamente a los grupos que sean directamente afectados.
7.3 Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos
hidroel�ctricos
309. Para vencer las barreras existentes ser� necesario un nuevo enfoque hacia las
pol�ticas del sector, incluyendo la revisi�n de la funci�n del Estado como formulador
de pol�ticas, regulador y promotor. El Gobierno ha declarado su apoyo al desarrollo de
las energ�as renovables �en particular, energ�a hidroel�ctica y e�lica- a fin de cumplir con
su objetivo de asegurar una adecuada oferta de electricidad consistente con los objetivos
de seguridad energ�tica y protecci�n ambiental. Dicha estrategia tiene el potencial de
123
lograr un importante aporte en hacer frente al r�pido crecimiento de la demanda de
electricidad mediante la provisi�n de una fuente competitiva y confiable. Sin embargo,
las barreras descritas m�s arriba constituyen una evidencia de las brechas existentes en la
coherencia de este enfoque estrat�gico.
7.3.1 Es esencial una funci�n m�s decisiva del Estado
310. Una lecci�n clave resultante de la reforma llevada a cabo en el sector
el�ctrico en distintos pa�ses de Am�rica Latina es que la ampliaci�n de la generaci�n
el�ctrica puramente dirigida por el mercado no resuelve la cuesti�n sumamente
importante de la seguridad energ�tica. La mayor parte de las reformas del sector
energ�tico llevadas a cabo en la regi�n, incluida la de Per�, no consider� en forma
expl�cita el tema de la seguridad energ�tica. Estaba impl�cito en los modelos de reforma
que las se�ales de precios provenientes del mercado competitivo proporcionar�an los
incentivos necesarios para asegurar un nivel econ�mico de seguridad. No obstante, la
experiencia ha demostrado que esto no fue suficiente, siendo necesario alg�n tipo de
intervenci�n del gobierno.
311. En Per�, el Estado necesita desempe�ar un rol m�s activo para garantizar un
nivel adecuado de seguridad del suministro de electricidad. La asignaci�n apropiada
de los roles entre el gobierno y el sector privado, y la comprensi�n del grado de
complementariedad entre la planificaci�n del gobierno y las operaciones comerciales del
sector privado, son factores clave para avanzar hacia el desarrollo sostenible de cualquier
sector de infraestructura. Si la planificaci�n del sector el�ctrico, la seguridad del
suministro de electricidad y el adecuado funcionamiento de un mercado imperfecto de
energ�a, ser�n siempre la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector, el
marco legal y regulador para ese sector deber�a reflejar expl�citamente esta importante
funci�n. Este no es el caso en la legislaci�n peruana.
312. Teniendo en cuenta la debilidad identificada en el actual sistema y los
desaf�os del entorno externo, la funci�n del Gobierno deber�a ser fortalecida en las
siguientes �reas: (a) planificaci�n del sector y la disponibilidad de informaci�n b�sica; (b)
pol�tica de precios; (c) concesiones y permisos para los proyectos; y (d) financiamiento
de proyectos.
Planificaci�n del Sector e Informaci�n B�sica
313. 3El fortalecimiento de la planificaci�n central mediante una mejor
integraci�n de la generaci�n de energ�a el�ctrica y la planificaci�n de la transmisi�n,
y la planificaci�n estrat�gica del gas natural ser�n clave para mejorar el desarrollo
de proyectos hidroel�ctricos y alcanzar una matriz de energ�a sostenible. La
planificaci�n provee informaci�n valiosa para el dise�o estrat�gico de las subastas de
energ�a, especialmente en los casos donde es deseable la promoci�n de los proyectos
hidroel�ctricos. En particular, es �til en evaluar descuentos y/o primas, as� como la
energ�a demandada en cada una de las subastas, y los per�odos de anticipaci�n. La
planificaci�n del sector tambi�n puede proveer una base s�lida para definir una estrategia
de acuerdos de comercializaci�n de energ�a/integraci�n regional, para evaluar la
124
repartici�n �ptima de energ�a desde la perspectiva del pa�s, y para definir una matriz
energ�tica s�lida en t�rminos econ�micos y ambientales. La experiencia de Brasil que
fortaleci� la capacidad de planificaci�n del pa�s en el sector energ�tico podr�a ser una
referencia �til.88 En Per�, esta medida debiera adaptarse a las necesidades del pa�s (es
decir, un enfoque estrat�gico para la ampliaci�n del sector energ�tico, la integraci�n de la
energ�a y el gas, la informaci�n anal�tica para un mejor dise�o de las subastas de
energ�a), identificar con claridad las responsabilidades institucionales y asignar los
recursos adecuados.
314. Un elemento importante, tanto para la planificaci�n del sector el�ctrico como
para la preparaci�n de los proyectos, es el fortalecimiento del sistema hidrom�trico
y la actualizaci�n de los inventarios de proyectos. Una evaluaci�n econ�mica y de
dise�o acertada de un proyecto hidroel�ctrico, descansa enormemente en la cantidad y
calidad de la informaci�n b�sica, particularmente en los datos hidrol�gicos. A tal fin, es
necesario contar con registros hist�ricos de los flujos del r�o, en el sitio de emplazamiento
del proyecto, de por lo menos cinco a�os (idealmente diez) �y mantener las estaciones
tanto como sea posible- complementados con datos hidrom�tricos de las cuencas
adyacentes e informaci�n meteorol�gica de la regi�n involucrada.
315. Tambi�n se debe tener en cuenta la funci�n del gobierno en la preparaci�n
de los proyectos �es decir, realizar estudios de factibilidad. No obstante, la decisi�n de
ejecutar en forma directa una actividad tan demandante debe ser tomada �nicamente
despu�s de haber completado una rigurosa evaluaci�n de las condiciones del mercado
pues parecer�a que, en gran medida, el sector privado tiene la capacidad y los recursos
para asumir este riesgo de preinversi�n.
316. Puesto que existe a�n un alto grado de incertidumbre sobre cu�l ser�
verdaderamente el resultado del proceso de cambio clim�tico, es esencial controlar
estrechamente el progreso que se alcance en esta �rea y, en particular, en la
comprensi�n de los patrones regionales de precipitaci�n pluvial para incorporar este
conocimiento en el dise�o de las centrales hidroel�ctricas y en la formulaci�n de una
estrategia para el suministro de energ�a para el pa�s. Los estudios mencionados en la
introducci�n del presente anexo son los primeros pasos importantes en esta direcci�n.
Pol�tica de Precios
317. Promover eficiencia en el consumo de energ�a y las opciones de inversi�n,
depende de una pol�tica de precios de energ�a que refleje los costos econ�micos. Los
precios excesivamente bajos del gas amenazan el desarrollo sostenible del sector el�ctrico
y han dado lugar a un conjunto de medidas compensatorias que podr�an distorsionar m�s
el sistema de incentivos. Desde la perspectiva de la eficiencia y protecci�n ambiental, la
respuesta m�s deseable de pol�tica es determinar el precio del gas a su valor econ�mico
en vez de hacerlo a su costo financiero. Esto podr�a provocar la objeci�n de que un
88
En respuesta a la crisis del suministro de energ�a de 2001-2002, el Gobierno de Brasil cre� la Empresa de
Pesquisa Energ�tica (EPE), organismo p�blico s�lido que actualmente emplea a cien profesionales y cuyo
objetivo es la planificaci�n energ�tica y la provisi�n de informaci�n anal�tica requerida para formular las
pol�ticas del sector y para adoptar las decisiones estrat�gicas clave.
125
incremento en el precio del gas es pol�ticamente inaceptable. No obstante, como se
mencionara en otras secciones del presente informe, se debe reconocer que el nivel actual
de los precios del gas para la generaci�n de energ�a no ser� sostenible en el futuro y, en
consecuencia, ser� necesario revisar la actual pol�tica de precios. Cualquiera sea el
impacto de dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de bajos recursos
con niveles bajos de consumo sufrir�an un impacto mucho menor por la equiparaci�n del
FOSE.
318. Es necesario revisar la metodolog�a para estimar los pagos por capacidad as�
como las condiciones para dichos pagos, a fin de producir los valores adecuados y un
sistema correcto de incentivos. El sistema actual, basado en datos de las turbinas de ciclo
abierto de los �ltimos cinco a�os, no refleja razonablemente el costo de capital de
construir un proyecto nuevo.
Subastas de Energ�a
319. Las limitaciones asociadas a las subastas de energ�a podr�an ser resueltas a
trav�s de tres cursos de acci�n alternativos. El actual sistema de subastas plantea un
conjunto de limitaciones que se podr�an vencer mediante el desarrollo de: (a) un sistema
de subastas en el que compitan todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad; (b) un
sistema de subastas exclusivamente para los proyectos hidroel�ctricos; o (c) un sistema
de subastas para los proyectos hidroel�ctricos de gran envergadura.
320. Una alternativa viable podr�a ser un sistema de subastas en el cual compitan
todas las tecnolog�as de generaci�n de electricidad por contratos de energ�a de largo
plazo. Este es el sistema vigente bajo la Ley de Electricidad de 2006, si bien en su dise�o
no se determina expl�citamente la incorporaci�n de los mecanismos de compensaci�n. Si
el Gobierno decide proceder con las subastas en las cuales compitan todas las tecnolog�as
de generaci�n de electricidad, lo que crea algunas dificultades inherentes a la
competencia entre distintas tecnolog�as, algunos de los factores que se deber�n tener en
cuenta son los siguientes:
1. Se debe determinar un descuento econ�micamente eficiente para la
generaci�n hidroel�ctrica que est� ligado a los costos evitados en una
central t�rmica equivalente, calculados al costo econ�mico del gas. Es
decir, el descuento debe ser un mecanismo para corregir la distorsi�n
creada por el precio del gas.
2. Revisar los per�odos de anticipaci�n para llamar a licitaci�n requiriendo
per�odos m�s extensos consistentes con la naturaleza de los proyectos
hidroel�ctricos y de otras tecnolog�as de generaci�n que conllevan
per�odos de ejecuci�n m�s largos. Esto es actualmente una barrera
importante para las centrales hidroel�ctricas, puesto que el per�odo de
anticipaci�n de tres a�os no es compatible con los per�odos de ejecuci�n
m�s prolongados de ese tipo de centrales.
321. Sin embargo, la realizaci�n de subastas exclusivamente por tecnolog�a,
incluidas las centrales hidroel�ctricas, es m�s factible ya que vence las dificultades
de comparar los costos de tecnolog�as diferentes en una forma objetiva. Se
126
recomienda la adopci�n de una pol�tica de subastas separadas para los proyectos
hidroel�ctricos, en las que compitan por la cobertura de una demanda espec�fica (una
meta para la ampliaci�n hidroel�ctrica optimizada mediante el ejercicio de la
planificaci�n central).
322. Las subastas para proyectos espec�ficos de mayor envergadura, podr�an
reducir considerablemente los costos, especialmente para proyectos tales como los
que se est�n estudiando con miras a exportar energ�a a Brasil. Este enfoque ayudar�a
a incorporar incentivos de eficiencia en la preparaci�n e implementaci�n de proyectos de
envergadura, manteniendo al mismo tiempo el uso de precios tope compatibles con el
costo econ�mico de las centrales propuestas.
Concesiones y Permisos para Proyectos
323. Si bien la legislaci�n actual define concesiones temporales y definitivas para
los proyectos hidroel�ctricos, ser�a beneficioso adjudicar concesiones definitivas en
una etapa m�s avanzada y revisar la naturaleza sin l�mite de dichas concesiones.
�reas importantes del actual sistema de concesi�n que merecen ser revisadas son:
1. La necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel m�s avanzado
de preparaci�n o, preferentemente, despu�s de que se haya llevado a cabo
un proceso competitivo para el proyecto (es decir, evitando los derechos
de exclusividad que podr�an dificultar la competencia y, en consecuencia,
un proceso m�s eficiente); y
2. Revisar la naturaleza indefinida, sin l�mite, de las concesiones definitivas
con miras a introducir una cl�usula de rescisi�n o extensi�n bajo
condiciones a acordar.
324. Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos
hidroel�ctricos de gran envergadura como los que se est�n preparando para exportar
electricidad a Brasil, puesto que incorporar la competencia en un proyecto que ha sido
preparado por un solo grupo, tiene el potencial de producir considerables beneficios
econ�micos para el pa�s.
325. El permiso ambiental previo deber�a ser un requisito para que un proyecto
participe en una subasta. Esto implica una autorizaci�n ambiental m�s temprana �
previo a la adjudicaci�n de la concesi�n definitiva- a fin de reducir la incertidumbre de la
finalizaci�n del proyecto despu�s de realizada la subasta.
326. Establecer un sistema efectivo para compartir los beneficios para el
desarrollo de proyectos hidroel�ctricos podr�a servir para mitigar los potenciales
impactos ambientales y sociales. Un sistema efectivo para compartir los beneficios
relacionado con el uso del agua podr�a servir para alinear los intereses de las
comunidades afectadas, incluyendo la poblaci�n ind�gena, y de los desarrolladores de
proyectos y, por lo tanto, permitir el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer las
relaciones entre el Estado, la comunidad y el proyecto.
127
327. Desde un punto de vista ambiental, es fundamental mejorar la evaluaci�n
ambiental y social para el desarrollo de proyectos hidroel�ctricos, incluyendo los
impactos en la poblaci�n ind�gena y en otros grupos, y el cumplir con un proceso de
consulta abierto y leg�timo. Medidas espec�ficas en esta �rea son una auditor�a
independiente, un presupuesto adecuado, determinar requerimientos claros y m�nimos
para los estudios y una adecuada coordinaci�n con otros estudios en las mismas cuencas
del r�o, y trabajar con el prop�sito de establecer un acuerdo social (ver Cap�tulo 5, p�rr.
197). Dada la fragilidad de los ecosistemas en las cuencas del Amazonas y la
vulnerabilidad de los grupos sociales que pueden verse afectados, es imperativo asegurar
la legitimidad y apertura del proceso de consulta para estos proyectos
Financiamiento de Proyectos
328. Analizar la necesidad y posibilidad de que el gobierno act�e como
intermediario financiero en la movilizaci�n de recursos de financiamiento (IFI) m�s
atractivos y/o, en casos espec�ficos, que participe en asociaciones p�blicas/privadas.
Teniendo en cuenta la actual crisis financiera, es posible que no se logre un
financiamiento normal para los proyectos nuevos hasta que no se resuelvan los problemas
de activos t�xicos de los principales bancos. Asimismo, la movilizaci�n del
financiamiento a trav�s de una IFI con plazos m�s largos podr�a reducir
significativamente el costo de ampliaci�n de la generaci�n de energ�a.
7.3.2 Desarrollo de las cuencas amaz�nicas para exportar energ�a a Brasil
329. El desarrollo de proyectos hidroel�ctricos de las cuencas orientales de los
Andes, es uno de los principales desaf�os del sector energ�tico en el mediano a largo
plazo. El desarrollo satisfactorio de estos proyectos ofrece importantes beneficios
econ�micos y descansar�, en gran medida, en la implementaci�n de una estrategia que
garantice un nivel adecuado de competencia que al mismo tiempo proteja un medio
ambiente fr�gil y el bienestar de las poblaciones que se ver�n afectadas por dichos
proyectos.
330. Una estrategia para el desarrollo debe incluir dos objetivos principales e
igualmente importantes;
1. Un desarrollo sustentable sobre la base de la adopci�n e
implementaci�n de normas internacionales para las salvaguardas
sociales y ambientales; y
2. Un proceso competitivo destinado a maximizar los beneficios
econ�micos para el pa�s. Este proceso debe incluir las subastas para los
proyectos antes de la adjudicaci�n de las concesiones definitivas. Con este
fin, se requerir� una evaluaci�n t�cnica objetiva de los proyectos, liderada
por organismos del gobierno, con el prop�sito de romper la asimetr�a de
informaci�n inherente a los proyectos de gran envergadura.
331. Para el programa de exportci�n a Brasil, estos objetivos principales deben ser
complementados por un marco legal s�lido y equilibrado que comprenda un acuerdo
128
entre los gobiernos de Per� y Brasil y los contratos de concesi�n entre el Estado peruano
y cada uno de los desarrolladores de proyectos.
332. Algunos aspectos importantes que se deben incluir en el acuerdo
intergubernamental son:
� Una declaraci�n de objetivos comunes � econ�mico, social, ambiental.
� Un compromiso de parte de los dos pa�ses de respetar las normas
internacionales en cuanto a las salvaguardas ambientales y sociales, incluida
una consulta abierta durante todas las fases de preparaci�n e implementaci�n del
proyecto.
� Acuerdo sobre los principios para establecer una repatici�n equilibrada de
energ�a entre los dos pa�ses. Una repartici�n negociada debe basarse en los
resultados de los ejercicios de planificaci�n del sistema de energ�a de ambos
pa�ses, reflejando as� los intereses nacionales y los de regiones espec�ficas (no de
estudios realizados para proyectos espec�ficos). Asimismo, el acuerdo debe incluir
una cl�usula para la flexibilidad en el tiempo.
� Acuerdo sobre los principios para un proceso de subasta/competitivo para
adjudicar las concesiones definitivas. Este acuerdo debiera incluir los criterios
para la elegibilidad de los oferentes y la selecci�n de las ofertas, precio m�ximo,
etc.
� Acuerdo sobre cooperaci�n t�cnica entre los dos pa�ses para alcanzar un mejor
y m�s transparente conocimiento de los proyectos y facilitar la competencia � es
decir, analizar los riesgos t�cnicos espec�ficos antes de la subasta.
� Cl�usulas b�sicas para los PPA; idealmente, adopci�n de un contrato modelo
para el contrato BOOT con una concesi�n que expire despu�s de 25 a�os (una
pr�ctica internacional habitual).
� Principios para las normas comerciales y operativas; incluyendo las cuestiones
relacionadas con la energ�a firme y secundaria (acceso a los mercados spot),
pagos por capacidad, la compatibilidad de ambos sistemas, y las cl�usulas para
una eventual integraci�n de ambos sistemas. La opci�n de dos centrales
t�cnicamente separadas89 se debe discutir sobre la base cada proyecto en forma
individual.
� El inventario de los proyectos debe estar sujeto a una revisi�n ambiental y social
realizada por la parte peruana.
333. Los aspectos importantes que se deben incluir en los contratos de concesi�n
para cada proyecto (que se firmar�n despu�s del proceso de licitaci�n) son los
siguientes:
� Clara definici�n de los derechos y obligaciones del pa�s anfitri�n y del
desarrollador del proyecto.
89
Es decir, dos centrales que comparten las estructuras b�sicas corriente arriba, tales como tomas y/o
reservorios, pero que tienen instalaciones de generaci�n separadas (canal de llegada, equipo
electromec�nico, transmisi�n) que les permite operar en forma independiente.
129
� Compromiso de respetar las normas internacionales de salvaguardas
ambientales y sociales, tal como se establece en el acuerdo intergubernamental.
� Acuerdo sobre la funci�n y facultades de los grupos de supervisi�n; es decir,
paneles de expertos integrados por expertos internacionales altamente
capacitados.
� Definici�n del presupuesto (y compromiso de los proyectos) para encarar el
programa social y ambiental.
� Compromiso del proyecto para efectivamente abordar los impactos no
anticipados, y financiarlos.
� Detalles del r�gimen impositivo.
130
131
Anexo 1: Impacto del Cambio Clim�tico en los Proyectos Hidroel�ctricos
1. Un aspecto importante que se debe tener en cuenta en la preparaci�n de los
proyectos hidroel�ctricos es el impacto del cambio clim�tico en su efectiva operaci�n, en
su dise�o y estimaciones de la producci�n de energ�a y capacidad efectiva. El impacto del
cambio clim�tico est� rodeado de un gran nivel de incertidumbre, que se origina en la
dificultad de pronosticar la naturaleza, la intensidad y velocidad del proceso del cambio
clim�tico y, en particular, su probable impacto regional en los patrones de precipitaci�n
pluvial, tierras h�medas de monta�a y la recesi�n de los glaciares. Al evaluar el impacto
del cambio clim�tico en los proyectos hidroel�ctricos y en otras actividades de uso del
agua, es importante establecer el horizonte de tiempo de este impacto. Si bien las
tendencias clim�ticas y la velocidad del calentamiento de las zonas monta�osas en la
regi�n de los Andes ahora est�n siendo documentadas mejor (Bradley, 2006, Ruiz, 2009),
perdura la incertidumbre sobre los impactos en los patrones de precipitaci�n pluvial y por
lo tanto en los escurrimientos. La evidencia indica que se espera con el correr del tiempo
un incremento considerable de la temperatura, con variaciones de temperatura ahora
estimadas entre 0.2 y 0.5 grados por d�cada. Estos cambios ocurrir�n con el transcurso
del tiempo y su efecto ser� acumulativo. Si bien la velocidad del cambio no se conoce
a�n, los indicios muestran que los efectos inmediatos del cambio clim�tico no afectar�n
las inversiones en proyectos hidroel�ctricos con su vida econ�mica de 30 � 40 a�os. No
obstante, a�n dentro de este marco de tiempo, ser� importante determinar expl�citamente
el grado de incertidumbre relacionado con el cambio clim�tico. Estrat�gicamente es a�n
m�s importante para Per� anticipar estas consecuencias en la planificaci�n nacional de
energ�a.
2. Es de suma importancia el posible impacto en los patrones de precipitaci�n
pluvial puesto que la generaci�n hidroel�ctrica est� directamente relacionada con los
vol�menes y la distribuci�n estacional de las lluvias. Seg�n las regiones y los modelos
consultados, este impacto podr�a ser positivo o negativo. Los informes del IPCC90 no
son concluyentes en este sentido. Por otra parte, es probable que las tasas de evaporaci�n
se incrementen y esto debe tenerse en cuenta en la estimaci�n del escurrimiento.
Asimismo, existe la expectativa de que los flujos de las corrientes en general aumentar�n
su variabilidad estacional con el transcurso del tiempo, y esto tambi�n debe tenerse en
cuenta en la planificaci�n de mediano y largo plazo.
3. Las tendencias espec�ficas del cambio clim�tico en los Andes peruanos incluyen
lo siguiente:
� Una cont�nua recesi�n de los glaciares tropicales �m�s r�pida en los glaciares de
menor tama�o- que reducir� la capacidad de almacenamiento de agua natural de
dichos glaciares.
� Un probable incremento en las temperaturas de la atm�sfera y disminuci�n de la
humedad relativa, que afectar�a la transferencia neta de humedad de la atm�sfera
al suelo y por ende al almacenamiento de agua natural.
90
Panel Intergubernamental sobre Cambio Clim�tico (IPCC); Cuarto Informe de Evaluaci�n, 2007.
132
� Una posible reducci�n en la precipitaci�n en el �rea centro-sur de Am�rica del
Sur, afectando el sur de Per� as� tambi�n como partes de Bolivia, Chile y
Argentina.
� Mayor volatilidad en la disponibilidad de agua asociada a un posible incremento
en la frecuencia de ocurrencia del fen�meno de El Ni�o, que aumentar�a el
volumen de precipitaci�n en el norte de Per� al mismo tiempo que ser�a m�s
reducido en el sur del pa�s.
4. Una iniciativa del Banco Mundial que se lleva a cabo en forma paralela a este
estudio con el apoyo de ESMAP y la participaci�n del Ministerio de Energ�a y Minas,
apunta a investigar el impacto del cambio clim�tico en la hidrolog�a monta�osa del Per�.
El estudio se titula "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain
Hydrology:Development of a Methodology through a Case Study in Peru." El objetivo de
este trabajo es definir una metodolog�a para evaluar los impactos causados por el impacto
del clima (r�pido calentamiento monta�oso, con el consiguiente cambio en los glaciares y
tierras h�medas de monta�a, y cambio en los patrones de precipitaci�n pluvial) en la
hidrolog�a del Per�.
5. Este estudio proveer� informaci�n adicional para la planificaci�n de proyectos
hidroel�ctricos en Per� a largo plazo a trav�s de los siguientes componentes:
1. Uso de los resultados del Simulador de la Tierra91 y del Modelo de Sistema de
Clima Comunitario, CCSM92, Centro Nacional para Investigaci�n Atmosf�rica
(NCAR) de Estados Unidos, para un escenario seleccionado a fin de evaluar los
impactos netos en la precipitaci�n y temperatura sobre las cuencas hidrogr�ficas
de los Andes en Per�. El objetivo es proveer escenarios posibles del clima futuro
para medianos y fines de siglo en Per�, capaces de producir par�metros
ambientales para utilizarlos como datos de entrada para el modelo hidrol�gico. El
uso de estos resultados producidos por el Simulador de la Tierra y el CCSM
proveer�n una representaci�n general de la actual precipitaci�n y temperatura y
una estimaci�n de las anomal�as clim�ticas posibles para mediados y fines de
siglo.
2. Hidrolog�a: Estimaci�n de los cambios actuales y proyectados en los
escurrimientos provocados por los incrementos de la temperatura, la recesi�n de
los glaciares, los cambios en las precipitaciones y el secado de las tierras h�medas
de monta�as para las tres cuencas de r�os emblem�ticas de Per�: R�o Santa, Rimac
91 El Simulador de la Tierra es una super computadora. El c�digo para la ejecuci�n del modelo por parte
del Simulador de la Tierra fue desarrollado en forma conjunta por el Centro para la Investigaci�n del
Sistema Clim�tico (CCSR) de la Universidad de Tokio y el Instituto Nacional para las Ciencias
Ambientales (NIES) de Jap�n. La version particular del CCSR/NIES AGCM se ha utilizado para varios
modelos internacionales, incluyendo las proyecciones futuras para el Panel Intergubernamental de Cambio
Clim�tico (IPCC, SRES) y el Proyecto Modelo Atmosf�rico de la Intercomparaci�n (AMIP).
92
The CCSM-2 released in 2002 simulates climate by dividing the world's water and land surface into
rectangular grid points that extent upward into the atmosphere in 26 vertical layers. Its resolution varies
from 2.8 degrees for oceans and sea ice, to 1 degree which corresponds to approximately 100km resolution.
www.ucar.edu/communications/CCSM/index.html
133
y Mantaro para 2030, 2050 y 2090. El objetivo de este componente es desarrollar
una herramienta, �til para el Gobierno de Per�, para la exploraci�n y planificaci�n
de los impactos del cambio clim�tico en la respuesta hidrol�gica de las cuencas.
La t�cnica de modelo que se utilizar� es la WEAP (Herramienta de Evaluaci�n y
Planificaci�n del Agua) desarrollada por el Instituto del Medio Ambiente de
Estocolmo combinada con un m�dulo de simulaci�n del comportamiento
din�mico de los glaciares desarrollado conjuntamente por IRD y SEI,
espec�ficamente para esta tarea. La selecci�n del modelo WEAP es el resultado de
una comparaci�n realizada mediante el Proyecto de Adaptaci�n Regional a la
Recesi�n de Glaciares (PRAA). Se debi� modificar el modelo WEAP93 para
incorporar un m�dulo glaciar y se lo ajust� para representar a p�ramos y tierras
h�medas de monta�a. El Gobierno de Per� seleccion� las cuencas (Rimac, Santa,
Mantaro) para reflejar las cuencas de mayor relevancia para el potencial de
actividad econ�mica de los grandes proyectos hidroel�ctricos y/o el potencial
percibido del cambio sustancial en las condiciones inducidas por el futuro clima.
6. El Banco Mundial est� implementando una tercera actividad que proveer� m�s
informaci�n sobre los impactos del cambio clim�tico en la hidrolog�a de Per�, "Regional
Andes: Implementation of Adaptation Options to Rapid Glacier Retreat in the Tropical
Andes Project."
7. El an�lisis preliminar que se desarrolla a continuaci�n se basa en el conocimiento
actualmente disponible sobre los impactos del cambio clim�tico en Per� dado que los
resultados de los estudios m�s arriba mencionados no est�n a�n disponibles.
La recesi�n de los glaciares tropicales
8. Se est� prestando especial atenci�n al impacto del cambio clim�tico en los
glaciares tropicales. Este proceso es particularmente importante en Per�, donde se
encuentra ubicado el 70 por ciento de los glaciares tropicales del mundo. Las mediciones
en la mayor�a de los glaciares del pa�s revelan que se han retirado notablemente durante
las dos �ltimas d�cadas, reduciendo as� la capacidad natural de almacenamiento que
proveen y que algunas centrales hidroel�ctricas actuales y futuras utilizan para
incrementar su producci�n energ�tica durante la estaci�n seca. El presente informe
analiza la naturaleza de este impacto teniendo en cuenta la informaci�n disponible en
93
El modelo WEAP puede evaluar la factibilidad hidrol�gica de las opciones de manejo de agua
relacionadas con el almacenamiento, distribuci�n, uso, y conservaci�n de los suministros regionales de
agua (Sieber et al. 2004; Yates et al. 2004). El modelo WEAP es una herramienta basada en una
microcomputadora para la planificaci�n de los recursos integrados de agua. Dicho modelo provee un vasto
y flexible marco amigable para el usuario para realizar el an�lisis de pol�ticas. El modelo WEAP se
distingue por su enfoque integrado para simular sistemas de agua y por su orientaci�n de pol�tica. El
modelo WEAP coloca el lado de la demanda de la ecuaci�n �patrones de uso de agua, eficiencia del
equipo, reuso, costos y asignaci�n- en igualdad de condiciones con el lado de la oferta �flujo de la
corriente, agua subterr�nea, reservorios y transferencias de agua. El modelo puede expl�citamente
incorporar el cambio clim�tico y los cambios en el uso del suelo y otras condiciones de las cuencas que
controlan la respuesta de la cuenca. De manera simult�nea, puede considerar oportunidades para ampliar
los usos beneficiosos de los suministros regionales de agua para satisfacer mejor a un sinn�mero de
objetivos posibles del manejo de agua.
134
cada uno de los proyectos. No obstante, se debe recalcar que este trabajo es solamente
preliminar y que es necesario realizar un trabajo de investigaci�n m�s exhaustivo sobre el
tema destinado a: (a) una mejor comprensi�n de la funci�n de los glaciares en el ciclo
hidrol�gico; (b) el control de los glaciares y flujos de la estaci�n seca de las centrales
hidroel�ctricas existentes y proyectadas; y (c) la evaluaci�n de opciones para mitigar el
impacto de la recesi�n de los glaciares. Cabe decir que tambi�n es necesario continuar
trabajando en la proyecci�n del impacto del cambio clim�tico en los patrones de
precipitaci�n pluvial de la regi�n.
9. Sobre la base del conocimiento a�n limitado de la funci�n de los glaciares como
sitios de almacenamiento naturales, y a la incipiente investigaci�n sobre este tema,94 el
equipo estudi� la naturaleza del problema con el prop�sito de tener una mejor
comprensi�n de su impacto en la energ�a hidro�lectrica actual y futura en Per�. Las
conclusiones preliminares son las siguientes:
� La p�rdida gradual de los glaciares tendr� un impacto significativo en aquellas
centrales o proyectos donde los glaciares tienen una funci�n dominante en el ciclo
hidrol�gico. El problema es irrelevante cuando no existen glaciares en la cuenca
hidrogr�fica y tiene poca relevancia cuando tienen un rol menor, por ejemplo
menos del 5 por ciento del �rea de la cuenca hidrogr�fica.
� Solamente 2 de los 11 proyectos evaluados en la muestra tienen un �rea de glaciar
que supera el 5 por ciento de la cuenca hidrogr�fica. Asimismo, solamente
307MW (Ca�on del Pato � 264MW y Cahua � 43MW) de los 2,826MW de
capacidad instalada existentes en Per�, es decir alrededor del 11 por ciento, se
alimentan de las cuencas hidrogr�ficas donde los glaciares hacen un aporte
significativo. Otras centrales, tales como Huinco (258MW) y Callahuanca
(85MW), se alimentaban de los glaciares que ya se han perdido (o casi perdido).
Asimismo, en unos pocos casos la capacidad de almacenamiento perdida de los
glaciares ha sido reemplazada por peque�os reservorios ubicados en la cuenca
superior (por ej., cuenca Santa Eulalia).
� El impacto estar�a limitado a la estaci�n seca, puesto que todas las centrales
hidroel�ctricas �existentes y planificadas- tienen o tendr�n un exceso de agua
durante la estaci�n lluviosa. Adem�s, este impacto ser�a principalmente en la
producci�n de energ�a, y no en la capacidad garantizada por la central
hidroel�ctrica, dado que la mayor�a de las centrales tienen, o est�n dise�adas con,
instalaciones de regulaci�n diaria que generalmente les permitir�an continuar
operando en los niveles picos durante la estaci�n seca, a�n bajo condiciones de
flujo de agua reducido, disminuyendo de esta forma el impacto econ�mico. De
hecho, puesto que los ingresos de una central hidroel�ctrica provienen de: (i) la
energ�a que vende; y (ii) la efectiva capacidad que ofrece al sistema, una central
t�pica se ver�a afectada solamente en sus ventas de energ�a durante la estaci�n
94
Op. cit. en par�grafo 27. El estudio mencionado del Banco Mundial tambi�n incorpora el efecto de los
glaciares en la modelaci�n del ciclo hidrol�gico en su esfuerzo por investigar su impacto en el
escurrimiento y usos del agua.
135
seca. Desde este punto de vista, se podr�a argumentar que otros usos, tales como
el suministro de agua para uso urbano o riego, ser�an m�s vulnerables al impacto
de la p�rdida de los glaciares.
� La principal �rea afectada por el derretimiento de los glaciares ser�a la cuenca del
r�o Santa, que se alimenta de la Cordillera Blanca, la cadena de monta�as m�s
larga del pa�s y una regi�n tur�stica conocida por su belleza esc�nica y las
actividades de recreaci�n al aire libre. Parece haber evidencia de que algunos
tributarios de esta cuenca del r�o ya est�n mostrando el impacto del proceso de
derretimiento de los glaciares, reduciendo su escurrimiento durante la estaci�n
seca en un 20-25 por ciento. Por ejemplo, el r�o Quitaracsa, un caso en el que
aparentemente los glaciares a baja altura ya se han perdido, la producci�n
potencial de energ�a durante la estaci�n seca (mayo a diciembre) se habr�a
reducido en un 21% durante los �ltimos 6 a�os. Este valor se utiliza como
referencia para el an�lisis de sensibilidad que se presenta en el cap�tulo
econ�mico del presente informe.
� Sin embargo, una revisi�n de los datos hidrol�gicos de 40 a�os para los once
proyectos evaluados en este estudio, no muestra una clara tendencia en cuanto a
los cambios en los flujos de los r�os. Dos proyectos revelan una reducci�n
estad�stica significativa en los flujos de la estaci�n seca (Quitaracsa y Santa Rita,
ambos en la cuenca del r�o Santa), mientras que un proyecto muestra un
incremento en estos flujos (Huanza, en la cuenca del r�o Santa Eulalia) que parece
estar asociada con el escurrimiento adicional provocado por el derretimiento de
los glaciares perdidos en los �ltimos a�os.
� Los desarrolladores de proyectos est�n planificando medidas de mitigaci�n para
compensar este impacto cuando el mismo sea relevante. La principal soluci�n que
se est� considerando es la construcci�n gradual de reservorios peque�os a gran
altura para compensar la p�rdida de la capacidad de almacenaje. Estas peque�as
represas tambi�n beneficiar�n a otros usuarios aguas abajo �por ejemplo,
suministro de agua para riego. Algunos desarrolladores proponen, puesto que este
es un problema multisectorial, que el Estado debiera intervenir en su planificaci�n
y, cuando est� garantizado, en la participaci�n de los costos de inversi�n.
� En la mayor�a de las cuencas con glaciares, es habitual encontrar condiciones
morfol�gicas favorables para la construcci�n de peque�as represas, porque la
recesi�n de los glaciares ha dejado tramos del r�o relativamente angostos en los
que las morrenas ya est�n actuando como represas naturales (en muchos casos hay
lagunas).
� Las estimaciones preliminares de costos sugieren que la inversi�n adicional en
represas peque�as para compensar el anterior almacenamiento que prove�an los
glaciares, incrementar�an el costo promedio de la producci�n de energ�a de una
central hidroel�ctrica en un 3 al 4 por ciento. Por ejemplo, para un proyecto que
estar�a perdiendo alrededor del 20 por ciento de su energ�a durante la estaci�n
136
seca, se estima que los costos de capital de las represas a gran altura en sitios
favorables oscilar�an entre US$1 mill�n a US$ 5 millones, para reservorios que
est�n en el rango de 5 a 20 millones de metros c�bicos. En el caso de Quitaracsa,
para restaurar la eventual p�rdida de 2 m3/segundo durante la estaci�n seca
(equivalente entre 16 y 17 GWh), se necesitar�a un almacenamiento adicional de
aproximadamente 35 Mm3, que tendr�a un costo aproximado de US$8 millones.
Esto resultar�a en un costo de 4.9 centavos de US$ por kWh para la energ�a
recuperada. Esta cifra debe compararse con el costo de la soluci�n alternativa:
comprar energ�a en el mercado spot. A modo de referencia, el costo de
producci�n de una central de ciclo combinado a gas ser�a de 5.3 centavos de por
kWh (para una central que opera a un factor de planta del 75 por ciento y un
precio del petr�leo de 75US$/bbl).
10. En resumen, las consecuencias del calentamiento en los Andes, reflejadas en la
recesi�n de los glaciares, los cambios en las tasas de evaporaci�n y escurrimientos, y los
posibles cambios en los flujos de corrientes, son eventos que demandan mayor
investigaci�n, especialmente para comprender la contribuci�n de los glaciares como
reservorios naturales y la naturaleza del proceso de derretimiento en curso. Se deben
incorporar estas consideraciones en el proceso de planificaci�n cuando estos impactos
jueguen un rol significativo en la hidrolog�a de las cuencas. En los casos relevantes, las
estimaciones preliminares sugieren que este impacto estar�a en una p�rdida de energ�a en
el orden del 20 por ciento durante la estaci�n seca. Se han identificado dos medidas de
adaptaci�n importantes: (a) la construcci�n de peque�as represas en las cuencas
superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural perdido; y (b) compensar las
p�rdidas de energ�a mediante compras de energ�a en el mercado spot, muy probablemente
energ�a de origen t�rmico. Si bien la primera medida beneficiar�a a todos los usuarios de
agua ubicados aguas abajo, la segunda medida ser�a una soluci�n exclusiva para el sector
energ�tico.
Algunas consideraciones para el futuro
11. En este momento ser�a una especulaci�n aseverar que habr� m�s o menos agua
disponible en el pa�s como resultado del proceso de cambio clim�tico. Existe, sin
embargo, evidencia creciente de que las regiones monta�osas se calentar�n m�s r�pido
que las �reas bajas circundantes y este calentamiento tendr� consecuencias directas sobre
las tasas de evaporaci�n, escurrimientos y posiblemente, flujos de corriente. Adem�s,
estudios recientes se�alan que la capacidad reguladora del agua en los h�bitats de las
zonas h�medas de monta�a se reducir� con la exposici�n a temperaturas m�s elevadas.
Espec�ficamente, las primeras investigaciones parecen sugerir que habr�a mayor
escurrimiento en el norte mientras que el sur se ver�a afectado por sequ�as m�s severas.
Asimismo, podr�a haber una mayor volatilidad de los patrones de precipitaci�n pluvial ya
que el fen�meno de la corriente de El Ni�o ocurrir�a con mayor frecuencia. Estos
factores, y el grado de incertidumbre que los rodea, sugieren que el futuro desarrollo de
proyectos hidroel�ctricos en Per� debe tener en cuenta lo siguiente:
137
� Dado que existe a�n un alto grado de incertidumbre sobre lo que verdaderamente
suceder� como resultado del proceso de cambio clim�tico, es de suma importancia
controlar estrechamente el progreso que se alcance en esta �rea y, en particular, en
la comprensi�n de los patrones regionales de precipitaci�n pluvial para incorporar
este conocimiento en el dise�o de las centrales hidroel�ctricas y en la formulaci�n
de una estrategia de suministro de energ�a para el pa�s. Los estudios mencionados
en la introducci�n de este anexo son los primeros pasos importantes en esta
direcci�n.
� La necesidad de un incremento cont�nuo en la capacidad de almacenamiento para
compensar la p�rdida de los glaciares (un proceso en curso as� como medidas ya
adoptadas), mayor frecuencia en la ocurrencia del fen�meno de El Ni�o y una
hidrolog�a posiblemente m�s seca en el sur del pa�s. Es necesario destacar que si
bien estas medidas podr�an compensar las p�rdidas que ocurrir�an en el sur del
pa�s, tambi�n podr�an aumentar la producci�n hidroel�ctrica en el norte y en las
regiones centrales de Per� puesto que la mayor frecuencia de la ocurrencia del
fen�nomeno de El Ni�o incrementar�a los vol�menes de precipitaci�n pluvial
resultando ello en un beneficio neto.
� Los patrones regionales de cambio clim�tico podr�an sugerir que una estrategia
para los proyectos hidroel�ctricos debe concentrarse m�s en el norte y regiones
centrales del pa�s, al mismo tiempo que procurar otras soluciones para el
suministro de energ�a en el sur (por ejemplo, gas natural). No obstante, la
naturaleza espec�fica del lugar de emplazamiento para proyectos hidroel�ctricos
debe siempre tenerse presente puesto que podr�an haber sitios especialmente
atractivos en el sur que justificar�an una fuerte inversi�n.
� Es importante para el sector energ�tico participar activamente y apoyar acciones
para comprender mejor los impactos del cambio clim�tico a trav�s de un mejor
control y desarrollo de modelos.
� Existe la necesidad de evaluar la capacidad adicional de almacenamiento que se
necesitar�a para compensar la p�rdida en la regulaci�n del agua de los reservorios
actuales, donde se espera que esas p�rdidas tengan lugar.
138
Anexo 2: Medidas Recomendadas para Fortalecer
la Red Hidrometeorol�gica Actual
1. En este informe se formulan las siguientes medidas para fortalecer la actual red
hidrometeorol�gica:95
� Digitalizaci�n de toda la informaci�n hidrometeorol�gica del Servicio Nacional
de Meteorolog�a e Hidrolog�a, SENAMHI (y posiblemente de otros organismos)
que actualmente no se encuentra en forma electr�nica (por ejemplo, gr�ficos del
registro de nivel de agua, mediciones de flujo) antes de que irremediablemente se
pierdan, reproces�ndola junto con los datos ya digitalizados aplicando los �ltimos
programas (software) para bases de datos hidrol�gicos (permitiendo una extensa
auditor�a de la calidad, control gr�fico, etc.). Darle prioridad a (a) las estaciones
clave que a�n est�n en funcionamiento con los registros m�s prolongados; y (b)
las cuencas de r�os con buen potencial para proyectos hidroel�ctricos.96
� Una tarea similar a la anteriormente mencionada para toda la informaci�n y datos
sobre intervenciones, es decir, regulaci�n de los lagos, reservorios y extracciones
para riego y suministro de agua potable. La mayor parte de esta informaci�n no
est� disponible en el SENAMHI pero s� en otros organismos centrales, regionales,
provinciales y locales y en empresas privadas (por ejemplo, compa��as mineras).
Se podr�a definir un orden de prioridad para las cuencas.
� Acuerdos para compartir la informaci�n hidrometeorol�gica reunida por las
empresas privadas (por ejemplo, los productores independientes de energ�a (IPP),
pero garantizando que ellos no pierden el derecho a desarrollar el proyecto(s) para
el cual se hicieron las mediciones). Dada la falta de registros disponibles en
muchas estaciones, esta informaci�n es �til para los an�lisis regionales de
inundaciones y sedimento y tambi�n para mejorar los dise�os de los proyectos y
las posibilidades de sustentabilidad.
� Cuando el SENAMHI suministra datos a los usuarios, tambi�n deber�a proveer
informaci�n sobre la calidad de los datos (frecuencia de observaciones,
mediciones de flujo, rango de descarga cubierto, etc.). Esta informaci�n es
importante para evaluar el grado de confiabilidad de las estimaciones de flujo (y
por ende la producci�n de energ�a y los ingresos), no para evaluar el desempe�o
del SENAMHI.
� Despu�s de un exhaustivo an�lisis de la disponibilidad actual de datos
cronol�gicos y geogr�ficos para posibles desarrollos futuros de proyectos
hidroel�ctricos y otros recursos de agua, existe la necesidad de ampliar la red
hidrometeorol�gica. Se le debe dar prioridad a: (a) una red mejorada/nueva en
r�os seleccionados de la cuenca hidrogr�fica oriental/amaz�nica con el prop�sito
95
Estas recomendaciones se complementan con el apoyo que actualmente provee el Banco Mundial a
trav�s del estudio "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology � Development of a
Methodology thorugh a Case Study in Peru" que documenta los impactos del cambio clim�tico.
96
Este ser�a un ejercicio por �nica vez similar al "Programa Estricto Hidrol�gico" de los holandeses en Sri
Lanka en la d�cada de 1980 y al reciente "Proyecto de Hidrolog�a" en India con el apoyo del Banco
Mundial.
139
de desarrollar los sitios m�s promisorios de esta regi�n97; y (b) estaciones
recientemente discontinuadas que tienen registros extensos,
� El grado de incertidumbre que plantea el cambio clim�tico/recesi�n de los
glaciares y la necesidad de contar con planes de contingencia, son factores
relevantes no s�lo para el futuro desarrollo de proyectos hidroel�ctricos si no
tambi�n para las centrales el�ctricas existentes.
2. Asimismo, valdr�a la pena evaluar el beneficio potencial de los estudios
regionales y definir un curso de acci�n. Algunos impedimentos podr�an eliminarse
mediante la realizaci�n de estudios regionales de inundaciones, sedimentos, flujos bajos y
balances de agua en toda la cuenca, ampliando el trabajo iniciado por la UNESCO (2006)
bajo su Programa Hidrol�gico Internacional para Am�rica Latina (PHI-LAC). El
SENAMHI podr�a realizar estos estudios, con poco gasto (u otro organismo del gobierno,
por ejemplo, INRENA) o los departamentos de investigaci�n universitarios.
97
Se considera que la instalaci�n de una red de 15 estaciones hidrom�tricas, incluyendo la planificaci�n y
operaci�n requeridas para un per�odo de 5 a�os, tendr�a un costo aproximado de un mill�n de US$ (para el
registro de los niveles de agua hasta 25 metros en �reas relativamente alejadas; incluyendo pozo de
amortiguaci�n, estaci�n de monitoreo, medici�n del nivel de agua y equipo de medici�n y v�lvulas, as�
tambi�n como el costo de planificaci�n, contrataci�n y supervisi�n de instalaci�n y procesamiento de
datos).
140
Anexo 3 � Enfoque del Costo Evitado: Muestra del C�lculo para un Proyecto T�pico
� Capacidad instalada = 146MW
� Energ�a hidroel�ctrica neta anual 0.606%LF, menos 2.5% p�rdidas
transmisi�n=755 GWh
� Capacidad firme = 122.5 MW
� OCCT requerida = 92.1 MW
� CCGT requerida = 30.4 MW (30.4+92.1=122.5)
� Energ�a neta de OCCT = 33.3GWh
� Energ�a neta de CCGT= 721.8 GWh
� A 4.4$/mmBTU, costo energ�a para OCGT= 4.37 centavos de US$ por kWh, para
CCGT=3.14 centavos de US$ por kWh, entonces costo promedio evitado de
energ�a 3.2 centavos de US$ por kWh
� Beneficio de capacidad para OCCT=76US$/kW/a�o, para
CCGT=139US$/kW/a�o (en base a costos de capital de 460$/kW y US$875/kW,
respectivamente, en base a tasa descuento 12%), entonces beneficio capacidad
ponderado =123US$/kW/a�o
� Costo evitado para proyectos mixtos OCCT&CCGT=5.31 centavos de US$ por
kWh
BTU = Unidad T�rmica Brit�nica
CCGT = Turbina a gas de ciclo combinado
GWh = Gigawatio-hora
kWh = Kilovatio-hora
mm = Mill�n
MW = Megawatio
OCCT = Turbinas de combusti�n de ciclo abierto
141
Anexo 4 � Procedimientos para Obtener los Permisos para
Proyectos Hidroel�ctricos
Concesiones para proyectos hidroel�ctricos
Concesiones Temporales
1. Se puede otorgar una concesi�n temporal98 por un plazo de hasta dos a�os,
renovable solamente una vez por dos a�os consecutivos m�s.
2. Las solicitudes para la extensi�n de los trabajos (en los casos de fuerza mayor
cuando se puede necesitar m�s tiempo), se deben presentar dentro de los 30 d�as
calendarios antes de la fecha de su finalizaci�n. El per�odo de extensi�n solamente puede
ser de dos a�os adicionales m�s, y despu�s de este plazo la concesi�n cesar� y se
cancelar� la garant�a. Para solicitar una extensi�n de la concesi�n, el concesionario debe
presentar un informe y renovar la garant�a, junto con un permiso nuevo de uso de agua, si
fuese necesario. Las extensiones se deben otorgar dentro de los 30 d�as calendarios de
presentaci�n de la solicitud y ser publicadas dos veces en el diario oficial El Peruano
(Recuadro A4.1).
98
Las concesiones temporales est�n reguladas en el art�culo 23 de la LEC, en sus art�culos 30-33 de las
Reglamentaciones y en el Texto �nico de Procedimientos Administrativos (TUPA) CEO2 Anexo 1.
142
Recuadro A4.1: Requerimientos para Concesiones Temporales
� Presentar la solicitud a la Direcci�n General de Electricidad, y pagar el 40% de la
Unidad Impositiva Tributaria (UIT), de conformidad con lo que establece el Texto
�nico de Procedimientos Administrativos.
� Junto con esto, el solicitante debe presentar prueba de su registro p�blico de
patrocinador/desarrollador como empresa comercial de conformidad con lo estipulado
en la ley peruana, y otros documentos legales necesarios que sirvan de apoyo a su
solicitud.
� Memoria descriptiva y juego completo de los planos y mapas de ingenier�a de todas las
instalaciones del proyecto.
� Cronograma de la implementaci�n del proyecto y plazos establecidos.
� Estimaci�n de los costos del proyecto y presupuesto.
� Especificaci�n de los derechos de agua que se necesitan para el estudio.
� Autorizaci�n para uso del agua (actualmente la otorga el INRENA).
� Delimitaci�n del �rea solicitada para la concesi�n, indicando las coordenadas del UTM.
El documento debe estar firmado y tener el sello del profesional a cargo.
� Garant�a a favor del MEM, equivalente al 1% de los costos estimados del proyecto,
hasta un monto de 25 UIT.
Las solicitudes deben ser enviadas al Ministerio de Energ�a y Minas, y deben otorgarse dentro de
los 30 d�as de la fecha de presentaci�n.
Durante los primeros 5 d�as h�biles, la solicitud ser� publicada dos veces en el diario oficial El
Peruano, una vez que la Direcci�n General de Electricidad verifique que la solicitud cumple con
todos los requisitos requeridos.
Concesiones Definitivas
3. Para todas las centrales hidroel�ctricas con una capacidad instalada de 500 KW y
superior se requieren concesiones definitivas99. Es necesario contar con la concesi�n
definitiva antes de la construcci�n del proyecto. Las concesiones definitivas se otorgan
por un per�odo indefinido y permiten que el Estado imponga servidumbres de paso.
4. De conformidad con el art�culo 26 de la LEC, si dentro de los 15 d�as h�biles de la
fecha de publicaci�n en el diario oficial El Peruano de la solicitud de concesi�n
definitiva, se presentan nuevas solicitudes para la misma concesi�n, la Direcci�n General
de Electricidad (DGE) notificar� a todas las partes interesadas dentro de los cinco d�as
calendarios y determinar� a qu� proyecto se le otorgar� la concesi�n.
99
Las concesiones definitivas est�n estipuladas en los art�culos 3, 6, 22, 25 y 28 de la Ley de Concesiones
El�ctricas; en los art�culos 37 a 43, 53 y 54 de sus Reglamentaciones, en el Texto �nico de Procedimientos
Administrativos (TUPA) CEO1 Anexo 1 y en el Decreto Legislativo No. 1002 (para las Concesiones
Definitivas para la Generaci�n de Electricidad con el Uso de Energ�as Renovables).
143
5. La Direcci�n General de Electricidad otorgar� la concesi�n al proyecto que mejor
uso haga de los recursos naturales existentes, o alternativamente, al proyecto que tenga
un plazo de construcci�n m�s corto. Si dichos plazos fuesen iguales, la concesi�n se
otorgar� al solicitante que ya se le haya otorgado una concesi�n temporal y que haya
cumplido cabalmente con sus obligaciones (Recuadro A4.2).
Otros Requerimientos a Nivel Local
6. Adem�s de una concesi�n temporal o definitiva, una central hidroel�ctrica
tambi�n necesita contar con permisos de generaci�n y transmisi�n (para poder ser parte
del sistema) y otros permisos locales, tales como:
� Permiso de planificaci�n y construcci�n, que permita la construcci�n en el
terreno.
� Permisos requeridos en distintas etapas para los distintos tramos de la central
(t�neles, turbinas, y otras estructuras civiles).
� Otros permisos que involucren a las instalaciones y personal, tales como los
permisos de trabajo, y el cumplimiento con las reglamentaciones de salud y
seguridad.
144
Recuadro A4.2: Requerimientos para Concesiones Definitivas
� Presentar una solicitud ante la Direcci�n General de Electricidad, con evidencia del pago del
50% de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT).
� El solicitante debe presentar prueba del registro p�blico de patrocinador/desarrollador como
empresa comercial de conformidad con lo estipulado en la ley peruana, y otros documentos
legales necesarios que sirvan de apoyo a su solicitud.
� Antes de que se inicie la construcci�n, la captura de agua y su eventual retorno tiene que estar
autorizada por la Autoridad Nacional del Agua. El permiso de uso de agua es entonces
otorgado en forma autom�tica.
� Memoria descriptiva y juego completo de los planos y mapas de ingenier�a de todas las
instalaciones del proyecto.
� Cronograma de la implementaci�n del proyecto y plazos establecidos.
� Estimaci�n de los costos del proyecto y presupuesto.
� Especificaci�n de los derechos de agua que se necesitan para las instalaciones del proyecto.
� Aprobaci�n de parte del INRENA de los estudios requeridos para la generaci�n hidroel�ctrica.
El estudio debe ser a nivel de prefactibilidad y abarcar el �rea que es relevante para la
retenci�n y toma de agua del proyecto, y el retorno del agua a la fuente de agua natural o
artificial.
� Delimitaci�n del �rea solicitada para la concesi�n, indicando las coordenadas del UTM.
� Aprobaci�n del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) por parte de la Direcci�n General de
Asuntos Ambientales Energ�ticos (DGAAE) del MEM, o recibo de la solicitud de aprobaci�n.
� Garant�a a favor del MEM, equivalente al 1% de los costos estimados del proyecto, hasta un
monto de 50 UIT, que ser� devuelta una vez que se firme el contrato.
� Informe preparado por una agencia calificadora de riesgos que califique la solvencia del
solicitante mediante una escala estandardizada de calificaciones.
� Prueba del financiamiento de los inversores del capital para la ejecuci�n de las obras.
� Se puede solicitar ahora el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueol�gicos (CIRA) del
Instituto Nacional de Cultura (INC), una vez que la concesi�n ha sido aprobada.
La solicitud y la documentaci�n necesaria deben presentarse al Ministerio de Energ�a y Minas, y deben
ser aprobadas dentro de los 60 d�as h�biles de la fecha de su presentaci�n.
Derecho de Agua
7. Son tres los pasos secuenciales para obtener los derechos de agua.
� Autorizaci�n para realizar estudios: no es exclusiva, pero es necesaria para obtener
una concesi�n temporal; el INRENA debe autorizar el desarrollo de los estudios del
recurso agua para generaci�n el�ctrica, donde no existe la necesidad de especificar los
vol�menes de agua. Posteriormente, este instituto debe aprobar dichos estudios.
145
� Durante el proceso de otorgamiento de una concesi�n definitiva, el INRENA debe
haber revisado y dado su opini�n sobre el estudio ambiental presentado por el
proyecto de generaci�n hidroel�ctrica, y tambi�n debe haber aprobado los estudios
finales para el proyecto. Se deben especificar los vol�menes de agua.
� Una vez que se ha otorgado la ejecuci�n de las obras, obtener el permiso de uso de
agua antes de que comience la construcci�n del proyecto: el INRENA debe otorgar
un permiso de uso de agua para generaci�n el�ctrica antes de que comiencen las obras
de construcci�n del proyecto. Se deben especificar los vol�menes de agua.
Previamente se debe obtener la opini�n de la Asociaci�n de Usuarios a trav�s de una
consulta a la Administraci�n T�cnica de Riego (ATR)100.
8. Es necesario recalcar que este procedimiento est� sufriendo cambios por la
reciente creaci�n de la Autoridad Nacional del Agua, organismo que se har� cargo de
numerosas responsabilidades del INRENA (incluyendo el otorgamiento de licencias y
autorizaciones). A modo de comparaci�n, el Recuadro A4.3 presenta el caso del mercado
chileno del agua y c�mo Chile ha resuelto esta situaci�n.
Recuadro A4.3: La Experiencia Internacional: Chile y el Mercado Chileno del Agua
La base del sistema chileno es el Decreto Legislativo 2603 de 1979 y el C�digo de Agua de 1981.
� Acceso competitivo al t�tulo de propiedad utilizando un sistema de concesiones, que son
otorgadas por el organismo del agua gratuitamente mediante una subasta al oferente cuya
oferta es la m�s alta.
� Los conflictos de agua se resuelven ante tribunales altos no especializados, los que carecen del
conocimiento t�cnico necesario. Como resultado de ello, las decisiones pueden ser
incompatibles con decisiones previas adoptadas en situaciones similares.
� Un buen sistema hidrom�trico es clave.
� Los consejos de cuencas de r�os constituyen la base para el sistema de manejo del agua del
pa�s.
� Cuando se trata de derechos de agua tradicionales y nativos, los mismos se pueden ver
obstaculizados si existe la obligaci�n de registrarlos para que los mismos sean reconocidos
como tales.
� Necesidad de un enfoque integrado y coordinado, que permite la participaci�n de todos los
agentes.
100
El Decreto Supremo 078-2006-AG crea, a nivel regional, las Administraciones Tecnicas del Distrito de
Riego (ATR), porsteriormente modificadas a Administracion Tecnica del Distrito de Riego o ARR,
dependiente de la Direccion Regional de Agricultura. Las ATR preparana un informe preliminar no
vinculante, que se utiliza como base para la decisi�n que toma el INRENA. Como no existe un
procedimiento establecido, las ATR pueden solicitar cualquier documento que consideren relevante. El
INRENA tomaraa luego su decisi�n en base a los resultados de los informes.
146
Apelaci�n
9. El Decreto Supremo 078-2006-AG designa a las Direcciones Regionales de
Agricultura como �rganos de apelaci�n, donde tienen lugar las apelaciones contra las
decisiones adoptadas por la ATR, excepto que haya una Autoridad de Cuenca con
jurisdicci�n. Las decisiones de las Direcciones Regionales de Agricultura y del INRENA
pueden ser apeladas ante el Ministerio de Agricultura (aunque �nicamente en segunda
instancia en el caso del INRENA). Las apelaciones de los usuarios primero tienen lugar
ante la ATR.
Procedimientos Actuales para la Evaluaci�n del Impacto Ambiental y Social
10. Hay dos tipos de Estudios Ambientales, seg�n la capacidad instalada: Estudio de
Impacto Ambiental (EIA) para centrales hidroel�ctricas superiores a los 20 MW y
Declaraci�n de Impacto Ambiental (DIA) para aquellas centrales que tengan una
capacidad entre 500 KW y 20 MW101. Adem�s de estos estudios, los estudios ambientales
que se presenten para una central hidroel�ctrica deber�n incluir un Plan de Manejo de
Cuenca.
Estudio de Impacto Ambiental
11. Cuando la central de generaci�n el�ctrica tiene una capacidad instalada superior a
los 20 MW, es necesario realizar un Estudio de Impacto Ambiental que debe ser
aprobado por la DGAAE del Ministerio de Energ�a y Minas. El Ministerio cuenta con
unos requisitos m�nimos opcionales, tal como se menciona en la secci�n sobre los
Estudios de Impacto Ambientales. Como se mencionara m�s arriba, en caso de ser
necesario hay lineamientos disponibles en dicho ministerio.
12. El estudio debe identificar y evaluar todo el impacto ambiental directo e indirecto
posible, incluido los aspectos biol�gico, f�sico, cultural y socioecon�mico.
13. Tambi�n debe incluir Planes de Manejo Ambiental (PMA), que tratar�n de
minimizar, evitar o compensar los efectos negativos y cualquier beneficio potencial,
especialmente las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales. El estudio
debe ser aprobado dentro de los 45 d�as h�biles de la fecha de su presentaci�n.
14. El estudio debe ser preparado y estar firmado por las asociaciones profesionales
que est�n autorizadas por la DGAAE.
Procedimiento
15. El estudio debe ser presentado ante la Direcci�n General de Asuntos Ambientales
Energ�ticos (DGAAE) y tiene que ser aprobado dentro de los 120 d�as h�biles. Si la
Direcci�n General no emite opini�n, se debe entender que el estudio no ha sido aprobado.
101
Ambas reguladas en la R.D 008-97-EM (Limites Maxios de Emision Permitidos para las Actividades
Electricas) y el D.S. 029-94-EM (Normas para la Proteccion Ambiental en las Actividades Electricas).
147
16. Una vez que la DGAAE ha recibido el estudio, enviar� una copia del mismo al
Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA), que depende del Ministerio de
Agricultura, y a la Direcci�n General de Energ�a y Minas.
17. Hay un plazo m�ximo de 60 d�as h�biles entre la presentaci�n del estudio y la
evaluaci�n final que realiza la DGAAE. Durante estos 60 d�as h�biles, el INRENA
dispone entre 20 y 30 d�as h�biles (dependiendo si hay alguna �rea protegida
involucrada) para presentar su opini�n, la cual, si bien no es vinculante, tiene que ser
positiva para que la DGAAE apruebe el estudio.
18. Existe el requerimiento de realizar talleres y audiencias p�blicas para quienes
est�n interesados. La ley establece que estas audiencias se deben realizar en idioma
espa�ol, con la participaci�n de int�rpretes cuando la audiencia o el grupo interesado
emplee otro idioma, y con posterioridad a ellas, las autoridades pueden formular
cualquier tipo de observaci�n que debe ser tratada por el concesionario dentro de un
plazo de 90 d�as h�biles. A continuaci�n de este plazo, hay nuevamente un plazo de 30
d�as h�biles para que el INRENA examine el estudio. Este esquema de observaciones-
discusiones se puede repetir m�s de una vez, de este modo corriendo el riesgo de
eventualmente demorar todo el proyecto.
19. En cuanto a la Declaraci�n de Impacto Ambiental y al Plan de Manejo Ambiental,
la DGAEE puede solicitar aclaraciones y puede formular otras observaciones, las que
deben ser resueltas por el patrocinador/desarrollador del proyecto dentro del plazo
estipulado por la DGAAE (el que nunca ser� superior a los 90 d�as h�biles).
20. Dentro del plazo de 30 d�as h�biles a partir de la fecha de finalizaci�n de la
construcci�n del proyecto, el concesionario debe presentar al OSINERGMIN un informe
detallando las acciones que se han desarrollado para cumplir con las medidas
recomendadas en los estudios ambientales. Si el OSINGERGMIN lo considera necesario,
puede recomendar en esta etapa posterior un PMA, en tanto y en cuanto el proyecto ya
cuente con un estudio ambiental previo.
Plan de Manejo de Cuencas
21. Es una declaraci�n jurada referente a la determinaci�n y mantenimiento de los
flujos ecol�gicos, que recomienda medidas para garantizar la estabilidad de los flujos
ambientales, los balances de agua y su ecosistema existente de drenaje del sistema de
agua hacia el reservorio. Estos planes de manejo se deben realizar dentro de los
programas de cuenca regionales existentes.
22. Este plan de manejo determina lineamientos y medidas para el manejo y
administraci�n de los recursos hidrol�gicos y de agua.
148
Procedimientos Actuales para el Derecho de Paso
23. Los procedimientos implican algunas diferencias leves seg�n se trate de un
derecho de paso permanente o temporario. La solicitud debe ser enviada a la Direcci�n
General de Electricidad, que a su vez la publicar� en el diario oficial El Peruano y
eventualmente determinar� el monto que se debe pagar a modo de compensaci�n.
Procedimientos Actuales para el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueol�gicos
24. Este certificado se solicita previo al inicio de la construcci�n. Hay un plazo de 30
d�as h�biles para aprobar el certificado, y si el INC no emite su opini�n, el certificado se
debe considerar rechazado. No obstante, estos plazos a veces no se respetan, creando as�
cierta confusi�n respecto de si la solicitud ha sido aprobada o no. Ha habido casos en los
que la aprobaci�n fue otorgada con posterioridad al plazo de 30 d�as.
El Nuevo Ministerio del Ambiente
El recuadro A4.4 presenta una breve descripci�n de la funci�n del Nuevo Ministerio del
Ambiente.
Recuadro A4.4: El Nuevo Ministerio del Ambiente
Creado mediante el Decreto Legislativo 1013 de mayo de 2008, fue reglamentado en diciembre de 2008
(Decreto Supremo 007-2008-MINAM).
Este decreto estipula los lineamientos generales y la correcta implementaci�n de la pol�tica del
Gobierno en la materia. Este ministerio coordina, ejecuta, supervisa y eval�a dicha pol�tica a nivel
nacional y regional. Garantiza la aplicaci�n del marco legal ambiental de Per�, y en particular, trata el
cambio clim�tico, la desertificaci�n y el agua. Respecto de esta �ltima, no est� claro cu�l ser�su rol, y
c�mo sera coordinado con otras instituciones.
Despu�s de mucho debatir, la Autoridad Nacional del Agua depender� del Ministerio del Ambiente, y la
evaluaci�n de los estudios ambientales seguir� a cargo del Ministerio de Energ�a y Minas.
Otras instituciones relevantes que dependen directamente del Ministerio del Ambiente son las
comisiones multisectoriales, una oficina para asesorar sobre asuntos ambientales y un tribunal (a�n
faltan las normas reguladoras).
149
Anexo 5 � Sistemas de Subasta de Electricidad en Otros Pa�ses Sudamericanos
Brasil
1. El sector el�ctrico brasilero atraves� una etapa de redise�o de su estructura a
mediados de la d�cada de 1990. Esta reforma dio origen a una transici�n hacia un entorno
m�s competitivo en la generaci�n y suministro de electricidad con una mayor
participaci�n de las empresas privadas. A�n antes de completarse la transici�n hacia un
modelo competitivo, Brasil debi� hacer frente a una importante crisis en el suministro de
electricidad. Desde fines de la d�cada de 1990 el nivel de almacenamiento en los
reservorios hidroel�ctricos ha disminuido progresivamente. A comienzos del per�odo
seco de 2001 (mayo), los reservorios del sureste y noreste funcionaron solamente a un
tercio de su capacidad total, volumen que no es suficiente para satisfacer la demanda,
hasta el comienzo de la pr�xima estaci�n h�meda. A fin de evitar el agotamiento de los
reservorios, en mayo de 2001, el gobierno impuso un racionamiento obligatorio a una
tasa del 20% del consumo de electricidad en los subsistemas del sureste/medio oeste y
noreste.
2. El racionamiento se extendi� hasta mayo de 2002. El consumo de electricidad fue
dr�sticamente reducido, con importantes consecuencias econ�micas. El costo total
estimado del racionamiento est� cercano al 3% del Producto Bruto Interno. Sosteniendo
que el `modelo de mercado' fue la causa del racionamiento, la reformulaci�n institucional
del sector el�ctrico brasilero fue el compromiso electoral de Luis In�cio Lula da Silva.
Desde que asumi� el actual presidente, se debati� el nuevo modelo y en 2004 se
implement� el nuevo marco regulador.
3. Esta segunda reforma pretend�a garantizar que no suceder�a una nueva crisis de
suministro de electricidad y evitando el aumento de los precios de electricidad. Para
lograrlo el gobierno retom� la planificaci�n del sector, y alter� dr�sticamente el mercado
mayorista. Se crearon dos instituciones. La Compa��a de Investigaci�n de Energ�a (EPE,
por su sigla en portugu�s) se cre� para asistir al Ministro de Energ�a en la planificaci�n
del sector, habiendo desempe�ado un papel importante en las subastas de ampliaci�n. El
Comit� de Control del Sector El�ctrico (CMSE por su sigla en portugu�s) est� compuesto
por representantes de los organismos del sector (departamentos y entes reguladores), y su
funci�n es realizar el seguimiento del proceso de ampliaci�n, identificando en qu� lugar
pueden originarse los problemas.
4. Se crearon dos entornos para la contrataci�n de energ�a en el mercado mayorista:
entorno regulado de contrataci�n (ACR por su sigla en portugu�s) y entorno libre de
contrataci�n (ACL por su sigla en portugu�s). En el ACL los grandes consumidores son
libres de elegir sus proveedores fuera del sistema centralizado de subastas. La energ�a se
negocia a trav�s de contratos bilaterales con generadores y traders. Los contratos tienen
diferentes plazos y predominan los contratos de corto plazo.
5. En el ACR las compa��as de distribuci�n compran energ�a en subastas p�blicas.
Estas empresas presentan a la EPE sus proyecciones de demanda en un horizonte de 5
a�os. En base a estas proyecciones, la EPE define el mercado total que se ofrecer� en las
150
subastas. En estas subastas, los generadores compiten haciendo ofertas ($/MWh y $/MW)
para atender el mercado de distribuci�n. Luego, los ganadores firman contratos con todas
las compa��as de distribuci�n que participaron en la subasta; en otras palabras, la energ�a
de cada uno de los generadores se divide entre los distribuidores en la proporci�n que su
mercado participa en el monto total negociado. El precio de venta de la energ�a est�
definido por las ofertas de las compa��as de generaci�n (pago por costo ofertado �pay-as-
bid) y el precio de compra, que pagan los distribuidores, es �nico y corresponde al
promedio del precio de venta.
6. Los que siguen son los principales productos de energ�a que se subastan en un
ACR:
"Energ�a Vieja", corresponde a la energ�a producida por las centrales de
generaci�n el�ctrica existentes, o que estaban pr�ximas a entrar en marcha, a
comienzos de la segunda reforma del sector el�ctrico; fue la energ�a incluida en
los Contratos Iniciales de 1998. No se otorgar� ninguna concesi�n nueva o
permiso ambiental;
"Energ�a Botox", corresponde al caso especial de la energ�a producida por las
centrales generadoras existentes, cuyas concesiones fueron otorgadas con
anterioridad a la segunda reforma, bajo el concepto de "concesi�n onerosa".
"Energ�a Nueva", corresponde al caso de la energ�a que producir�n los proyectos
hidroel�ctricos nuevos, para los cuales los derechos de uso de agua y la concesi�n
de generaci�n se otorgar�n a los proyectos seleccionados al mismo tiempo de la
subasta. Las ofertas ganadoras con los precios m�s bajos firman contratos de largo
plazo con las compa��as de distribuic�n y los grandes usuarios.
Energ�a proveniente de Tecnolog�as Espec�ficas, corresponde a la energ�a de
fuentes espec�ficas de generaci�n de electricidad, tales como los proyectos
hidroel�ctricos de peque�a escala, centrales e�licas y a energ�a solar, centrales de
cogeneraci�n y biomasa, y otras fuentes renovables de energ�a. El programa
PROINFA utiliz� este tipo de procedimiento.
Subastas Especiales, para las que las condiciones generales de las subastas
est�ndares no son apropiadas, requiriendo condiciones particulares definidas caso
por caso, por las caracter�sticas especiales de los proyectos, las grandes
inversiones involucradas y el gran volumen de producci�n de energ�a. Un ejemplo
de este tipo de subasta fue el desarrollo del proyecto R�o Madeira.
7. Las subasta de "Vieja Energ�a" y "Nueva Energ�a" son las m�s comunes; ambas
se negocian en el ACR de diferentes formas. La energ�a vieja estaba orientada a
responder al mercado existente en el momento en que se cre� el modelo. En las subastas
de energ�a vieja, se negociaron contratos a 8 a�os (con una excepci�n como se se�ala m�s
adelante). Por otra parte, la nueva energ�a est� dirigida a la ampliaci�n del mercado de
distribuci�n. Las subastas de energ�a nueva se realizan con una previsi�n de 3 a 5 a�os
por delante del mercado real y los contratos se negocian en las subastas con plazos de
15 a 30 a�os, para la generaci�n hidroel�ctrica y termoel�ctrica, respectivamente.
151
8. Desde fines de 2004 hubo cinco subastas "activas" de generaci�n de electricidad
existente y dos subastas adicionales; una de ellas no tuvo ofertas y la �ltima se cancel�.
En ellas se negociaron contratos donde el suministro comenzaba de 2005 a 2009. El
per�odo de contrato ofrecido fue de 8 a�os, salvo la tercera subasta que ofreci� un
contrato de 3 a�os. Alrededor de 22 productores y 39 distribuidores participaron en las
subastas. Las compa��as de generaci�n estatales dominaron el suministro, representando
aproximadamente el 90% del total de la energ�a negociada en las subastas. Los
generadores privados adoptaron la estrategia de orientar la energ�a al mercado libre. El
Cuadro A5.1 resume los resultados de las cinco subastas activas de "Energ�a Vieja".
Cuadro A5.1: Resultados de las Subastas de "Energ�a Vieja", Brasil
Comienzo Plazo Contrato Cantidad Precio
Subasta Fecha
de Suministro (a�os) (GWh) (Reales -- US$ por MWh)
ra
1 Dic 2004 2005 8 634,939 57.51 -- 21.14
2006 8 475,608 67.33 -- 24.75
2007 8 82,190 75.46 -- 27.74
da
2 Abr 2005 2008 8 929,196 83.13 -- 31.25
ra
3 Oct 2005 2006 3 2,683 62.95 -- 28.10
ta
4 Oct 2005 2009 8 81,769 94.91 -- 42.37
ta
5 Dic 2006 2007 8 14,306 104.74 -- 50.34
9. La primera subasta de "Energ�a Nueva" se realiz� en diciembre de 2005, seguida
de otras seis subastas. La �ltima subasta (la 7ma) se�alada en este informe, se realiz� en
septiembre de 2008. En las subastas de "Energ�a Nueva" las centrales hidroel�ctricas y
termoel�ctricas tienen distinto tratamiento. Las centrales hidroel�ctricas compiten en
precios por la energ�a generada, y las centrales termoel�ctricas presentan ofertas por la
capacidad de producci�n. El costo operativo de las centrales termoel�ctricas, que ganan
en las subastas, se paga y se transfiere a los consumidores finales. Como se indicara m�s
arriba, los plazos de los contratos son de 30 y 15 a�os para las centrales hidroel�ctricas y
termoel�ctricas, respectivamente.
10. En la primera etapa de las subastas, se establece el derecho a participar de los
proyectos hidroel�ctricos, y el gobierno define el precio m�ximo de la energ�a producida
por estas plantas, que se aceptar� en las subastas. Las ofertas con los precios m�s bajos
ganan el derecho a participar en la segunda etapa, donde la energ�a hidroel�ctrica compite
con otras fuentes de energ�a. El Cuadro A5.2 muestra los resultados de las siete subastas
de energ�a nueva realizadas hasta la fecha del presente informe. En la columna Tipo se
indica si el proyecto es hidroel�ctrico (H), o termoel�ctrico (T), y entre par�ntesis la
cantidad de proyectos que ganaron en las subastas.
11. Para apreciar la composici�n de los proyectos que compiten en las subastas de
energ�a nueva, se proporcionan detalles adicionales para la 4ta y 5ta subastas, realizadas
en julio y octubre de 2007. La 4ta subasta fue dirigida al suministro de energ�a
comenzando en 2010 y la 5ta para comenzar en 2012. Estas dos subastas fueron la
conclusi�n de una tarea de planificaci�n larga y compleja que comprendi� estudios del
152
potencial de las cuencas de r�os de las centrales hidroel�ctricas, proyecciones de la
demanda de electricidad proveniente de los estudios realizados por las compa��as
distribuidores y el gobierno mismo. El permiso ambiental fue el �ltimo y decisivo paso
en este prolongado proceso, que asegur� la inclusi�n (o no) de los proyectos
hidroel�ctricos en las subastas.
Cuadro A5.2: Resultados de las Subastas de "Energ�a Nueva", Brasil
Comienzo del Cantidad Precio
Subasta Fecha Tipo
Suministro (GWh) (Reales -- US$ por MWh)
H (6) 18,672.43 106.95 -- 46.70
ra
1 Dic 2005 2008
T 73,769.25 132.26 -- 57.76
H (4) 12,096.53 114.28 -- 49.90
2009
T 112,408.56 129.26 -- 56.45
H (16) 233,778.55 115.04 -- 50.24
2010
T 113,349.55 121.81 -- 53.19
H (15) 270,331.10 126.77 -- 56.85
da
2 Jun 2006 2009
T 85,982.69 132.39 -- 59.37
H (6) 149,642.45 120.86 -- 55.95
da
3 Oct 2006 2011
T 70,350.3 137.44 -- 63.63
H 0.00 -
ta
4 Jul 2007 2010
T 171,470.78 134.67 -- 72.40
H (5) 188,039.28 129.14 -- 71.74
ta
5 Oct 2007 2012
T 209,999.11 128.37 -- 71.32
H 0.00 -
ta
6 Sep 2008 2011
T 141,489.70 128.42 -- 70.56
H (1) 31,819.13 98.98 -- 52.09
ta
7 Sep 2008 2013
T 394,941.89 145.23 -- 76.44
12. Sobre un conjunto de estudios y procedimientos, un total de 106 centrales
el�ctricas (hidroel�ctricas y t�rmicas) fueron autorizadas por la EPE y aprobadas por
ANEEL para poder participar en las subastas. La capacidad de generaci�n total instalada
fue equivalente a 16,022 MW. La informaci�n indicaba que del total de 106 plantas
registradas, 61 utilizaban fuentes de energ�a renovable, mientras 45 utilizaban fuentes de
energ�a no renovable para la generaci�n de electricidad. De las 61 plantas de energ�as
renovables enumeradas, 26 proyectos eran hidroel�ctricos, 7 plantas utilizaban energ�a
e�lica y 28 proyectos utilizaban biomasa. En el caso de los proyectos que utilizaban
fuentes no renovables de energ�a, 32 plantas fueron aprobadas para fuel oil y diesel,
4 para gas natural, 3 proyectos utilizaban dos combustibles (gas natural y diesel),
4 proyectos utilizaban carb�n y dos proyectos eran de centrales t�rmicas que utilizaban
coque. El Cuadro A5.3 resume los distintos proyectos que se aprobaron para participar en
las subastas.
153
Cuadro A-3: Composici�n de Proyectos en la 4ta y 5ta
Subastas de "Energ�a Nueva", Brasil
Colombia
13. El sistema de subastas de Colombia es muy diferente de otras existentes en
Latinoam�rica. Una caracter�stica fundamental del sistema el�ctrico colombiano es que es
un mercado de energ�a de corto plazo activo, en base al precio de la energ�a que ofrece a
lo generadores; la �ltima (m�s cara) oferta determina el precio spot de la energ�a que se
utiliza en las transacciones en el mercado mayorista de electricidad102. El sistema tambi�n
incluye un pago por capacidad para atraer nuevas inversiones, considerando que el pago
de energ�a marginal s�lo para los generadores es insuficiente para cubrir los costos de
largo plazo de nueva entrada.
14. Este pago por capacidad es calculado administrativamente por el ente regulador, y
considerado bajo por los generadores si se lo compara con la pr�ctica en otros pa�ses de la
regi�n para fijar este pago a un nivel tal como para cubrir los costos est�ndares de las
unidades de generaci�n de electricidad de punta. El gobierno considera tambi�n que el
pago por capacidad no es la respuesta correcta a la restricci�n de adecuaci�n de la
confiabilidad en Colombia, que busca tener suficientes recursos t�cnicos y reservorios
h�dricos para proveer energ�a firme durante el per�odo seco. En 2006, despu�s de realizar
estudios detallados, el ente regulador de la electricidad introdujo el mercado de energ�a
firme para proveer la inversi�n y los incentivos operativos para los proveedores con el
102
En Brasil, Chile y Per�, el despacho de energ�a se basa en los costos unitarios (auditados) y no en el
precio ofrecido por los generadores; por lo tanto, en estos pa�ses no existe un mercado de energ�a de corto
plazo.
154
prop�sito de construir y operar la cantidad y calidad eficiente de los recursos energ�ticos.
El objetivo es que este mercado debe reducir el riesgo de los proveedores y mejorar la
confiabilidad, conduciendo a un servicio de electricidad confiable a un costo m�nimo para
los consumidores.
15. El producto de la confiabilidad del mercado de energ�a es una opci�n de compra
financiera, respaldada por un recurso f�sico (la central el�ctrica) certificada como capaz
de producir energ�a firme durante un per�odo seco. El requerimiento f�sico garantiza que
habr� suficientes recursos disponibles para producir la energ�a firme requerida. La opci�n
de compra financiera protege la carga (compa��as de distribuci�n y grandes usuarios) de
los altos precios de la energ�a durante las �pocas de escasez. Las unidades de generaci�n
del proveedor y el suministro de combustible disponible, proveen una protecci�n fisica
para limitar el riesgo de vender la opci�n de compra; en cuanto a un mercado de energ�a
solamente, el riesgo del proveedor se reduce ya que el mercado de energ�a firme
sustitutye las entradas altamente variables de energ�a mediante un pago constante por
dicha energ�a firme.
16. La obligaci�n del proveedor (en el total) es seguir la carga (demanda de energ�a;
es decir, un conjunto de proveedores tiene que satisfacer la demanda puesto que �sta
var�a con el tiempo (por d�a): en cada hora la obligaci�n total es igual a la carga de
energ�a firme. La obligaci�n de un proveedor en cualquier d�a es igual a su participaci�n
de energ�a firme. La obligaci�n se distribuye durante el d�a en base al despacho horario.
Esta definici�n �vinculando la obligaci�n de una unidad a su despacho horario durante el
per�odo de escasez- reduce el poder del mercado y mejora el desempe�o del mercado spot
de energ�a. La obligaci�n de una unidad en base a la carga se distribuye a lo largo del d�a;
una unidad hidroel�ctrica con alto costo de oportunidad tiene su obligaci�n concentrada
en las horas de punta del d�a.
17. La confiabilidad del mercado de energ�a tiene las siguientes caracter�sticas clave:
El Per�odo de Planificaci�n �el tiempo entre la subasta primaria y el comienzo del
compromiso del proveedor- inicialmente es de 3 a�os, pero el mismo se
incrementar� en seis meses en cada subasta sucesiva, hasta que alcance su valor
permanente de 4 a�os. Los proyectos con tiempos de puesta en marcha m�s
prolongados a�n, pueden vender energ�a firme como un tomador de precio hasta 7
a�os por delante;
El Per�odo de Compromiso para los recursos existentes es de un a�o. El per�odo
de compromiso para los recursos nuevos es entre uno y veinte a�os. Los recursos
nuevos seleccionan la longitud de compromiso que prefieren durante la
calificaci�n de la subasta. El precio de la energ�a firme se ajusta por inflaci�n
durante el per�odo de compromiso;
Un par�metro de la subasta es el Costo de una Entrada Nueva (CONE).
Inicialmente, este par�metro lo estima el ente regulador; en consecuencia, se
ajusta en base a los resultados de la subasta competitiva;
La Curva de la Demanda especifica c�mo la cantidad comprada de energ�a firme
depende del precio. En el CONE, la carga compra su energ�a firme meta (100%
155
de la demanda estimada de energ�a firme). A precios m�s altos, la carga compra
algo menos que la cantidad meta; a precios m�s bajos la carga compra algo m�s
que la cantidad meta. El precio de la energ�a firme tiene un m�ximo de dos veces
el CONE y un m�nimo de una vez y media el CONE.
La subasta utiliza un sistema por reloj descendente para promover el
descubrimiento del precio. El precio comienza con un precio alto (dos veces el
CONE) y los proveedores licitan la cantidad que est�n dispuestos a proveer a ese
precio. Si hay oferta excedente, el precio baja y nuevamente los proveedores
responden con su disposici�n a proveer. Este proceso contin�a hasta que la oferta
y la demanda se equilibran, lo que determina la cantidad ganada por cada
proveedor y el precio de liquidaci�n que se paga a todos los proveedores durante
el per�odo de compromiso.
El sistema de subasta por reloj descendente incluye una simple regla de actividad:
a medida que el precio baja los proveedores pueden mantener o reducir las
cantidades; las cantidades no pueden incrementarse. Por ende, las ofertas de un
proveedor deben ser consistentes con una curva ascendente de la oferta
ascendente. Los recursos existentes pueden no participar del mercado, pero esta
opci�n no impacta en el precio de la energ�a firme que se paga a los recursos
existentes.
18. Los incentivos de desempe�o en gran medida provienen del precio spot de la
energ�a. Aqu�llos que proveen m�s que su participaci�n durante los per�odos de escasez,
son recompensados y aqu�llos que proveen menos son penalizados. En cada caso, el
incentivo marginal proviene del precio spot de la energ�a. Adem�s, la certificaci�n de
energ�a firme de un proveedor, depende de su capacidad estimada para suministrar
energ�a firme en un per�odo seco. Esta estimaci�n depende, al menos en parte, del
desempe�o hist�rico y esto proporciona un incentivo adicional.
19. El dise�o de la subasta reconoce la posibilidad de que puede haber o un
suministro inadecuado o una competencia insuficiente. El mecanismo de seguridad
especifica lo que sucede en estos eventos poco probables. Poco despu�s de la subasta
primaria, se realiza una subasta de reconfiguraci�n para cada a�o compromiso que
todav�a no ha ocurrido, pero para el cual ya se ha procurado la energ�a firme en una
subasta primaria previa. Estas subastas de reconfiguraci�n le permiten a los proveedores
y a la carga equilibrar sus posiciones a la luz de la informaci�n mejorada disponible. Por
ejemplo, un proyecto puede avanzar m�s r�pido o m�s lento de lo planificado, y el
crecimiento de la carga puede ser m�s r�pido o m�s lento que el esperado. Adem�s,
durante el a�o compromiso se realiza una subasta mensual para equilibrar m�s las
posiciones. Todas estas subastas son subastas de precio de liquidaci�n y sobre sellado.
20. El precio firme de la energ�a se fija administrativamente en cada uno de los
primeros cuatro a�os (2007-2010). Durante este per�odo, el producto incluye la
protecci�n por carga comenzando en 2011, el precio de la energ�a firme se define en una
subasta competitiva. Para reducir el riesgo en las primeras subastas cuando el per�odo de
planificaci�n es m�s corto, el pago de energ�a firme para los recursos existentes tiene un
156
m�nimo y un m�ximo m�s estrecho. El m�nimo baja y el m�ximo sube para los recursos
existentes siguiendo cada una de las primeras tres subastas competitivas.
21. Las primeras subastas de energ�a firme ("Obligaciones de Energ�a Firma", OEF)
se realizaron en mayo y junio de 2008 y asignaron OEF para per�odos de hasta veinte
a�os comenzando en diciembre de 2012. Como resultado de ello, unos 9,000 GWh por
a�o de OEF fueron asignados a recursos nuevos, junto con 62,860 GWh por a�o
asignados a centrales generadoras de electricidad a un precio de "opci�n" determinado en
la subasta de $13,998/MWh. La central generadora existente recibir� la comisi�n de
opci�n para un solo a�o comenzando en diciembre de 2012, mientras que a los recursos
nuevos se les garantiza esa comisi�n hasta veinte a�os. Se realizar�n subastas
subsiguientes cada vez que la Comisi�n de Regulaci�n de Energ�a y Gas (CREG) estime
que la demanda de energ�a en a�os futuros no puede ser cubierta durante los per�odos de
escasez por la producci�n de energ�a con los recursos de generaci�n existentes y
cualquier otro recurso nuevo planificado que entre en operaci�n.
22. La primera subasta primaria se realiz� en mayo 2008, llevada 4.5 a�os en adelante
del per�odo de compromiso (el "per�odo de planificaci�n"), fue una subasta por reloj
descendente para los recursos nuevos y efectivamente una subasta a sobre cerrado para
las centrales el�ctricas existentes; puesto que las ofertas para las centrales existentes
ten�an que ser presentadas antes del comienzo de la subasta, y no pod�an ser modificadas
despu�s. En esta subasta, los recursos nuevos pudieron cerrar un precio de energ�a firme
hasta veinte a�os, comenzando en diciembre de 2012, mientras que los recursos
existentes reciben el precio determinado por la subasta �nicamente para un solo a�o. El
precio de reserva utilizado en la subasta fue dos veces "el costo de una nueva entrada"
(CONE), tal como lo determina la CREG, y tambi�n se utiliz� un precio m�nimo de la
mitad del CONE, de manera que la CREG estaba obligada a comprar toda la energ�a
ofrecida a ese precio.
23. En la subasta primaria hubo diecisiete participantes. Diez centrales el�ctricas
nuevas fueron las inicialmente ofrecidas (tres provenientes de la misma compa��a �
Gecelca), con una capacidad anual combinada de 9,185 GWh, mientras que la capacidad
restante ofrecida provino de plantas existentes (62,860 GWh por a�o). De las nuevas
plantas ofrecidas, solamente tres tuvieron �xito en la subasta: (a) a carb�n, Geselca 3 de
150 MW; (b) a fuel oil, Termocol de 201.6 MW; y (c) hidroel�ctrica, Amoya de 78 MW.
De las nuevas plantas, dos proven�an de nuevos participantes en el mercado colombiano �
Poliobras y Cosenit � y, como se se�alara, solamente Poliobras tuvo �xito en la subasta.
Las otras dos empresas que vendieron OEF para las nuevas centrales el�ctricas, ya eran
grandes actores en el mercado el�ctrico de Colombia: Gecelca con el 16% de la
capacidad existente e Isagen con el 12%. El Cuadro A5.4 resume el desglose de la
capacidad nueva ofrecida por los participantes existentes y los nuevos en la DCA.
157
Cuadro A-4: Composici�n de la Capacidad Nueva Ofrecida en la Primera Subasta Primaria OEF
24. La subasta por reloj descendente comenz� con un precio de reserva de
US$26.09/MWh (2xCONE) disminuyendo a US$22/MWh en la primera ronda, y luego
bajando en rangos de US$2/MWh en cada ronda subsiguiente. La subasta finaliz� en la
sexta ronda con un precio de US$13.998 por megavatio-hora. De los 65,869 GWh de
energ�a firme "comprados" en la subasta para el primer a�o (diciembre 2012 a noviembre
2013), las centrales el�ctricas nuevas representaron 3,009 GWh por a�o (4.6%) mientras
que las unidades de generaci�n existentes representaron 62,860 GWh por a�o (95.4%).
Amoya fue la �nica central hidroel�ctrica nueva que particip� y gan� OEF en la DCA,
ofreciendo 214 GWh por a�o.
25. La subasta secundaria fue para proyectos de generaci�n nuevos con per�odos de
construcci�n m�s largos (plantas GPPS), y se asignaron OEF por per�odos de hasta veinte
a�os comenzando en diciembre de 2014. Las normas para subastas de GPPS estipulan un
proceso en dos etapas. En la primera etapa, los oferentes presentan sus ofertas de cantidad
para cinco a�os. Si la oferta supera la demanda en cualquiera de los cinco a�os, se realiza
entonces una subasta a sobre cerrado en la que cada oferente presenta una sola oferta de
precio para toda su cantidad ofrecida. Los oferentes no est�n informados en qu� a�o (o
a�os) hay exceso de oferta o exceso de demanda.
26. Seis proyectos hidroel�ctricos nuevos participaron en la subasta. El precio de
reserva en esta subasta fue el precio de "liquidaci�n de mercado" estipulado en la subasta
por reloj descendente puesto que la oferta incremental ofrecida por los oferentes fue
inferior a la demanda incremental en cada a�o, el precio de reserva se pag� a los seis
158
oferentes por los proyectos hidroel�ctricos con comienzo en diciembre de 2014 a
diciembre de 2018; por lo tanto no fue necesario realizar una subasta a sobre cerrado para
cualquier a�o de suministro. El Cuadro A5.5 muestra los resultados de la subasta de
GPPS.
Cuadro A5.5: Resultados de la Primera Subasta de GPPS
Capacidad Energ�a por A�o (GWh)
Compa��a Proyecto
(MW) 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 Total Disponible
Epsa Cucuana 60 49.5 0.5 0.0 0.0 0.0 50.0 50.0
Promotora Miel II 135.2 182.6 1.8 0.0 0.0 0.0 184.4 184.4
EMGESA El Quimbo 396 400.0 450.0 500.0 300.0 0.0 1,650.0 1,750.0
EPM Porce IV 400 0.0 320.6 320.6 320.6 0.0 961.7 1,923.0
ISAGEN Sogomatoso 800 400.0 400.0 750.1 750.1 50.0 2,350.3 3,791.0
Pescadero
Hydroel�ctrica 1,200 0.0 0.0 0.0 0.0 1,085.0 1,850.0 8,563.0
Ituango
Oferta
1,032.0 1,174.0 1,571.0 1,371.0 1,135.0 6,286.4 16,261.4
Incremental
Demanda
1,779.0 1,910.0 1,965.0 2,013.0 2,170.0 9,836.0
Incremental
27. Los especialistas del sector se�alan que un supuesto cr�tico de la confiabilidad del
mercado energ�tico es que es competitivo para una nueva entrada. Por lo tanto, como
parte de la implementaci�n del mercado es importante que los agentes reguladores
adopten medidas para reducir las barreras a la entrada. Un segundo supuesto cr�tico es
que los proveedores tengan fe en que el mercado, una vez implementado, perdurar�
durante la vida �til de las centrales nuevas. En consecuencia, es importante para el
gobierno comprometerse con el enfoque y respetar ese compromiso. Las barreras de
entrada y el riesgo pol�tico pueden arruinar a�n los mejores dise�os de mercado. Los
agentes reguladores y el gobierno deben reconocer y tratar estos desaf�os; de lo contrario,
el mercado podr�a proveer inversiones a alto costo, no al costo m�nimo.
Chile
28. A�n antes de los problemas que se produjeran en el sector el�ctrico chileno por
las restricciones del suministro de gas natural proveniente de Argentina, hubo una notable
reducci�n en el nivel de inversiones en generaci�n de electricidad nueva para hacer frente
al crecimiento de la demanda. La causa principal de este problema, como lo informara la
industria, fue el precio regulado relativamente bajo de la generaci�n de electricidad,
provocado principalmente por el plan de ampliaci�n de generaci�n poco realista que se
utilizara para determinar el costo de desarrollo marginal de expansi�n de la generaci�n de
electricidad, que sirve de base para el c�lculo de las tarifas reguladas.
29. A fin de evitar estos problemas y eliminar el c�lculo administrativo de las tarifas
reguladas, el gobierno promulg� la Ley 20018 en mayo de 2005, en la que se establece un
sistema de subastas mediante el cual las compa��as de distribuci�n deben contratar sus
necesidades de suministro en ofertas competitivas y firmar contratos de largo plazo con
159
compa��as de generaci�n a los precios que resulten del proceso de licitaci�n. Los precios
que resulten de las licitaciones ser�n transferidos a los consumidores.
30. El sistema de subastas de Chile tiene caracter�sticas muy similares al sistema de
subastas de Per�; por lo tanto, lo describiremos muy brevemente, s�lo como
complemento de la discusi�n desarrollada en este anexo.
31. Las principales caracter�sticas del sistema de subastas chileno son las siguientes:
Primer precio de subasta a sobre cerrado;
Se debe contratar todo el tiempo el 100% de la demanda;
Contratos con plazos de 15 a�os;
Contratos para suministro de energ�a base y variable;
La demanda es dividida en bloques para permitir ofertas de suministro parciales;
Las empresas de servicios p�blicos se pueden agrupar para la asignaci�n de
bloques de demanda m�s grandes;
Se establecen f�rmulas de indexaci�n para los generadores;
El ente regulador determina un precio de reserva (precio tope) en cada subasta;
Mecanismo de asignaci�n: Primera ronda Precio tope = Precio del nodo + 20%;
segunda ronda Precio tope = Precio del nodo + 15%, (30 d�as despu�s)
32. Ha habido dos subastas hasta la fecha del presente informe. La primera subasta
comprende una ronda y la segunda subasta dos rondas. No se ofrecieron plantas nuevas
en estas subastas, se�alando algunos prblemas de dise�o. El Cuadro A5.6 muestra los
resultados de estas dos subastas, complementadas con algunos detalles de precio que se
presentan en el Cuadro A5.7.
Cuadro A5.6: Principales Resultados de las Subastas, Chile
Energ�a Energ�a Precio Tope Precio Prom.
Subasta Fecha
Subastada Asignada US$/MWh US$/MWh
1ra Oct 2006 14,160 12,766 61.7 52.8
da
2 , Primera Ronda Oct 2007 14,732 5,700 62.7 61.2
da
2 , Segunda Ronda Mar 2008 9,032 1,800 71.06 65.5
Cuadro A5.7: Resultados de los Precios Complementarios de las Subastas, Chile
33. Hab�a una tercera subasta planificada para diciembre de 2008, pero luego fue
postergada para marzo de 2009. La Figura A5.1 muestra los requerimientos de energ�a
160
para la tercera subasta, constituida por la energ�a no asignada en las subastas previas y la
demanda adicional (demanda nueva) esperada; con un pico total anual de 9,032 GWh
durante el per�odo 2013 a 2021.
Figura A5.1: Requerimientos de Energ�a de la Tercera Subasta, Chile
10.00J
Th ird Auc tio n . . "'.-"'
....-,......," ..."..,."',...
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�.=
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" �.
" ,=
=
�
'" ,=
� ,=
0
~ ,=
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2010 2011 2012 2013 2014 20 15 2016 2011 20 18 2019 = 2021 = 2023 2024 2025
161
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Draft Concept Note. Washington D.C.
164
El Programa de Asistencia para la Gesti�n de la Energ�a (ESMAP) es un programa de fondos fiduciarios para el
conocimiento global y la asistencia t�cnica administrados por el Banco Mundial y ayuda a pa�ses de ingresos bajos
y medios a aumentar los conocimientos t�cnicos y capacidad institucional para lograr soluciones energ�ticas
ambientalmente sostenibles para la reducci�n de la pobreza y el crecimiento econ�mico.
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Unidad de Energ�a
Departamento de Desarrollo Sostenible
Regi�n Latino Am�rica y el Caribe
Banco Mundial