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HHiiddrrooeellééccttrriiccaass
OFICINA DE ESTUDIOS ECONÓMICOS
IInnffoorrmmee FFiinnaall
EEllaabboorraaddoo ppoorr:: UUnniivveerrssiiddaadd EESSAANN
JJuulliioo 22000088
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ANÁLISIS DE BARRERAS DE ENTRADA PARA LA INVERSIÓN EN
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
INDICE
1 Antecedentes..............................................................................................31 1.1 Situación actual del sector eléctrico. ................................................................. 31 1.1.1 Problemática de la Generación eléctrica ........................................................ 31 1.1.2 Problemática de la Actividad de Transmisión eléctrica ..................................... 34 1.1.3 Problemática de las empresas de Distribución eléctrica ................................... 35
2 Inversiones en Centrales Hidroeléctricas .......................................................36 2.1 Por iniciativa del Sector Privado ....................................................................... 37 2.1.1 Marco Legal ............................................................................................... 37 2.1.2 Inversiones................................................................................................ 41
2.2 Por iniciativa del Estado .................................................................................. 42 2.2.1 Marco Legal ............................................................................................... 42 2.2.2 Inversiones................................................................................................ 45
2.3 Plan de inversiones en Centrales Hidroeléctricas ................................................ 46 2.3.1 Inversiones previstas a realizar por el Estado................................................. 46 2.3.2 Inversiones previstas a realizar por iniciativa privada ...................................... 46
2.4 Clasificación de Centrales Hidroeléctricas por tamaño ......................................... 47 2.4.1 Ejecutadas................................................................................................. 47 2.4.1.1 Grandes............................................................................................. 47 2.4.1.2 Medianas ........................................................................................... 48 2.4.1.3 Pequeñas........................................................................................... 48
2.4.2 Por ejecutar ............................................................................................... 52 2.4.2.1 Grandes............................................................................................. 52 2.4.2.2 Medianas ........................................................................................... 53 2.4.2.3 Pequeñas........................................................................................... 53
3 Marco Conceptual........................................................................................54 3.1 Inversiones bajo un esquema de Finanzas Corporativas...................................... 54 3.2 Inversiones bajo un esquema de Project Finance ............................................... 55 3.3 Diferencias entre el esquema de financiamiento de proyectos a través de Finanzas Corporativas y el Project Finance.................................................................................. 57 3.3.1 Principales diferencias entre ambos financiamientos. ...................................... 57 3.3.2 Ventajas y desventajas de cada tipo de financiamiento. .................................. 57
4 Project Finance en Centrales Hidroeléctricas ..................................................58 4.1 Identificación de Riesgos de la Inversión en Centrales Hidroeléctricas en el Perú ... 58 4.1.1 Riesgo de Demanda.................................................................................... 58 4.1.1.1 Formación de tarifas. .......................................................................... 58 4.1.1.2 Comportamiento de la Hidrología.......................................................... 59 4.1.1.3 Variación de la demanda. .................................................................... 62 4.1.1.4 Volatilidad de las tarifas....................................................................... 64 4.1.1.5 Necesidad de contratos PPA (Power Purchase Agreements) para financiar el proyecto…… ........................................................................................................ 65
4.1.2 Riesgo Pre-Constructivo .............................................................................. 67 4.1.2.1 Descalce entre la fecha del contrato y la necesidad de la energía del cliente……... ........................................................................................................ 67 4.1.2.2 Entrega de permisos y licencias. ........................................................... 68 4.1.2.3 Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental – EIA – ............................ 72 4.1.2.4 Otorgamiento del Derecho de Agua. ..................................................... 80 4.1.2.5 Solicitud de Garantías previas............................................................... 84 4.1.2.6 Entrega de Servidumbres..................................................................... 84
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4.1.3 Riesgo Constructivo .................................................................................... 93 4.1.3.1 Incumplimiento de la fecha en la terminación de la obra. ........................ 93 4.1.3.2 Abandono de la obra. .......................................................................... 94 4.1.3.3 Incremento imprevisto de las inversiones. ............................................. 94 4.1.3.4 Mal diseño de la planta........................................................................ 95 4.1.3.5 Represamiento. .................................................................................. 95 4.1.3.6 Derivación.......................................................................................... 96 4.1.3.7 Túnel (Tubería forzada)....................................................................... 96
4.1.4 Riesgo Legal y Regulatorio........................................................................... 98 4.1.4.1 Riesgo por Preferencias para Inversión en Determinadas Fuentes de Generación.......................................................................................................... 98 4.1.4.2 Riesgos por Limitaciones Legales que Dificultan la Optimización del Factor de Utilización de las CH ............................................................................................102 4.1.4.3 Riesgos por la Administración de la Tarifas Reguladas............................105 4.1.4.4 Menores ingresos para las Centrales Hidroeléctricas por aplicación de la Garantía por Red Principal....................................................................................109 4.1.4.5 Variación Regulatoria que Incrementa los Riesgos de las Centrales Hidroeléctricas ....................................................................................................112 4.1.4.6 Riesgo por Estabilidad del Marco Legal Aplicable a las Inversiones en Generación.........................................................................................................118
4.1.5 Riesgo Monetario y Financiero.....................................................................119 4.1.5.1 Tasa de interés..................................................................................119 4.1.5.2 Inflación ...........................................................................................119 4.1.5.3 Tipo de cambio..................................................................................121
4.1.6 Riesgo Político y Riesgo País .......................................................................122 4.1.6.1 Oposición y/o intromisión de los gobiernos locales, regionales y de la comunidad.. .......................................................................................................122 4.1.6.2 Intervención del Estado ......................................................................122 4.1.6.3 Riesgo País .......................................................................................123
4.1.7 Riesgo Operativo .......................................................................................126 4.1.7.1 Saturación de las redes de transmisión.................................................126 4.1.7.2 Volatilidad en el pago de conexión de una central al SEIN ......................129 4.1.7.3 Operación de la Central ......................................................................130
5 Barreras de Entrada en inversiones en CH...................................................130 5.1 Requisitos para el otorgamiento de concesiones. ..............................................130 5.1.1 Requisitos necesarios para el otorgamiento de una concesión.........................130 5.1.1.1 Procedimiento para obtener Concesión Temporal ..................................130 5.1.1.2 Procedimiento para obtener Concesión Temporal ..................................131
5.1.2 Montos a pagar en cada etapa y causales de caducidad de la concesión. .........132 5.1.3 Lista de concesiones otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas................133 5.1.4 Análisis de la NO ejecución de los proyectos con concesiones otorgadas ..........134
5.2 Procedimiento de aprobación de estudios de impacto ambiental (EIA) y planes de manejo ambientales (PAMAS) .....................................................................................135 5.2.1 Descripción del proceso de aprobación del EIA y PAMAs para Centrales Hidroeléctricas .......................................................................................................135 5.2.2 Cómo se desincentivan las inversiones a través de la aprobación de los EIA y PAMAs…................................................................................................................137
5.3 Aspectos tributarios. ......................................................................................138 5.3.1 Complicaciones en la devolución anticipada del IGV.......................................138 5.3.2 Variación de la política tributaria .................................................................138 5.3.3 Barreras arancelarias .................................................................................139
5.4 Otorgamiento de derechos de aguas ...............................................................139 5.4.1 Proceso de otorgamiento del derecho de agua. .............................................140 5.4.2 Dificultades en el proceso de otorgamiento del derecho de agua.....................141
5.5 Problemática de los Proyectos de Irrigación......................................................146 5.5.1 Denuncia de Tierras...................................................................................148 5.5.2 Entrega de Servidumbres ...........................................................................149
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5.6 Servidumbres para la instalación de equipos eléctricos.......................................150 5.6.1 Diferencia entre la servidumbre en una Central Termoeléctrica y una Central Hidroeléctrica.........................................................................................................150 5.6.2 Consecuencia de la NO entrega de una servidumbre en un proyecto de CH......150
5.7 Otras barreras de entrada identificadas en la evaluación de riesgos ....................151 6 Modelo Económico Financiero para Inversión en una Central Hidroeléctrica....153 6.1 Objetivo .......................................................................................................153 6.2 Descripción del proyecto ................................................................................153 6.3 Metodología..................................................................................................154 6.4 Simulación con el modelo perseo ....................................................................154 6.4.1 Oferta del Sistema: Parque Generador Considerado.......................................155 6.4.2 Demanda del Sistema ................................................................................156 6.4.3 Balance de Oferta y Demanda.....................................................................156 6.4.4 Precios del Gas Natural: Declaración de precios ............................................157
6.5 Evaluación económica....................................................................................158 6.5.1 Inversión ..................................................................................................158 6.5.2 Ingresos...................................................................................................158 6.5.2.1 Ingresos por Potencia.........................................................................158 6.5.2.2 Ingresos por Energía ..........................................................................159
6.5.3 Egresos ....................................................................................................160 6.5.3.1 Variables tributarias y tasa de descuento ..............................................160
6.6 Simulación de riesgo tipo montecarlo @RISK ....................................................160 6.6.1 Resultados obtenidos .................................................................................161
6.7 Conclusiones.................................................................................................173 7 Administración de los riesgos en CH............................................................175 7.1 Administración del Riesgo de Demanda............................................................175 7.1.1 Formación de tarifas. .................................................................................175 7.1.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................177 7.1.1.2 Administración del riesgo ....................................................................178
7.1.2 Comportamiento de la Hidrología. ...............................................................179 7.1.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................180 7.1.2.2 Administración del riesgo ....................................................................180
7.1.3 Variación de la demanda. ...........................................................................181 7.1.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................181 7.1.3.2 Administración del riesgo ....................................................................182
7.1.4 Volatilidad de las tarifas. ............................................................................182 7.1.4.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................183 7.1.4.2 Administración del riesgo ....................................................................184
7.1.5 Necesidad de contratos PPA o Take or Pay (TOP) para financiar el proyecto.....185 7.1.5.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................186 7.1.5.2 Administración del riesgo ....................................................................187
7.2 Administración del Riesgo Pre-Constructivo ......................................................187 7.2.1 Descalce entre la fecha del contrato y la necesidad de la energía del cliente.....187 7.2.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................188 7.2.1.2 Administración del riesgo ....................................................................188
7.2.2 Entrega de permisos y licencias...................................................................188 7.2.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................188 7.2.2.2 Administración del riesgo ....................................................................190
7.2.3 Aprobación de EIA y PAMAs........................................................................192 7.2.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................192 7.2.3.2 Administración del riesgo ....................................................................193
7.2.4 Otorgamiento del Derecho de Agua .............................................................196 7.2.4.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................196 7.2.4.2 Administración del riesgo ....................................................................197
7.2.5 Solicitud de Garantías previas .....................................................................199 7.2.5.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................199 7.2.5.2 Administración del riesgo ....................................................................201
5
7.2.6 Entrega de Servidumbres ...........................................................................201 7.2.6.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................201 7.2.6.2 Administración del riesgo ....................................................................203
7.3 Administración del Riesgo Constructivo ............................................................204 7.3.1 Incumplimiento de la fecha en la terminación de la obra. ...............................204 7.3.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................204 7.3.1.2 Administración del riesgo ....................................................................205
7.3.2 Abandono de la obra..................................................................................205 7.3.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................205 7.3.2.2 Administración del riesgo ....................................................................205
7.3.3 Incremento imprevisto de las inversiones. ....................................................205 7.3.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................205 7.3.3.2 Administración del riesgo ....................................................................206
7.3.4 Mal diseño de la planta. .............................................................................206 7.3.4.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................206 7.3.4.2 Administración del riesgo ....................................................................206
7.3.5 Represamiento. .........................................................................................206 7.3.5.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................207 7.3.5.2 Administración del riesgo ....................................................................207
7.3.6 Derivación ................................................................................................207 7.3.6.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................207 7.3.6.2 Administración del riesgo ....................................................................207
7.3.7 Túnel .......................................................................................................207 7.3.7.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................207 7.3.7.2 Administración del riesgo ....................................................................208
7.4 Administración del Riesgo Regulatorio .............................................................208 7.4.1 Riesgo por Preferencias para Inversión en Determinadas Fuentes de Generación….. .......................................................................................................208 7.4.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................208 7.4.1.2 Administración del riesgo ....................................................................209
7.4.2 Riesgos por Limitaciones Legales que Dificultan la Optimización del Factor de Utilización de las Centrales Hidroeléctricas ................................................................210 7.4.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................210 7.4.2.2 Administración del riesgo ....................................................................210
7.4.3 Riesgos por la Administración de la Tarifas Reguladas ...................................212 7.4.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................212 7.4.3.2 Administración del riesgo ....................................................................213
7.4.4 Menores ingresos para las Centrales Hidroeléctricas por aplicación de la Garantía por Red Principal ....................................................................................................214 7.4.4.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................214 7.4.4.2 Administración del riesgo ....................................................................214
7.4.5 Variación Regulatoria que Incrementa los Riesgos de las CH...........................215 7.4.5.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................215 7.4.5.2 Administración del riesgo ....................................................................215
7.4.6 Riesgo por Estabilidad del Marco Legal Aplicable a las Inversiones en Generación….. .......................................................................................................216 7.4.6.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................216 7.4.6.2 Administración del riesgo ....................................................................217
7.5 Administración del Riesgo Monetario y Financiero .............................................217 7.5.1 Tasa de interés .........................................................................................217 7.5.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................217 7.5.1.2 Administración del riesgo ....................................................................217
7.5.2 Inflación ...................................................................................................217 7.5.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................217 7.5.2.2 Administración del riesgo ....................................................................218
7.5.3 Tipo de cambio .........................................................................................218 7.5.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................218 7.5.3.2 Administración del riesgo ....................................................................218
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7.6 Adminsitración del Riesgo Político y Riesgo País ................................................219 7.6.1 Oposición y/o intromisión de los gobiernos locales, regionales y de la comunidad…..........................................................................................................219 7.6.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................219 7.6.1.2 Administración del riesgo ....................................................................219
7.6.2 Intervención del Estado (estatización)..........................................................219 7.6.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................219 7.6.2.2 Administración del riesgo ....................................................................219
7.6.3 Riesgo País ...............................................................................................220 7.6.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................220 7.6.3.2 Administración del riesgo ....................................................................220
7.7 Administración del Riesgo Operativo................................................................220 7.7.1 Saturación de las redes de transmisión ........................................................220 7.7.1.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................221 7.7.1.2 Administración del riesgo ....................................................................222
7.7.2 Volatilidad en el pago de conexión de una central al SEIN ..............................222 7.7.2.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................222 7.7.2.2 Administración del riesgo ....................................................................223
7.7.3 Operación de la Central..............................................................................224 7.7.3.1 Determinación de la asunción del riesgo ...............................................224 7.7.3.2 Administración del riesgo ....................................................................224
7.8 Matriz de Riesgos ..........................................................................................225 7.8.1 Matriz total de riesgos................................................................................225
8 Promoción de las inversiones en Centrales Hidroeléctricas ............................229 8.1 Planificación de licitaciones y contratos de largo plazo con precios estables..........229 8.1.1 Descripción del proceso de licitación actual...................................................230 8.1.2 Algunos cambios que se requieren al proceso de licitación .............................234 8.1.2.1 Propuesta de cambio de lógica ............................................................239 8.1.2.2 Concesiones actualmente entregadas...................................................241 8.1.2.3 El Generador como Promotor de Inversiones.........................................244
8.2 Mejoras en el manejo de riesgos de demanda ..................................................246 8.2.1 Bancabilidad del Proyecto. ..........................................................................246
8.3 Medidas Tributarias (devolución anticipada del IGV, depreciación acelerada)........249 8.3.1 Marco Legal ..............................................................................................250 8.3.1.1 Derechos básicos del Inversionista Extranjero .......................................250 8.3.1.2 Convenios de Estabilidad Jurídica.........................................................251
8.3.2 Régimen Tributario ....................................................................................252 8.3.2.1 Impuesto a la Renta...........................................................................252 8.3.2.2 Impuesto General a las Ventas (IGV) ...................................................253 8.3.2.3 Impuesto Selectivo al Consumo (ISC)...................................................253 8.3.2.4 Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF) ....................................253
8.3.3 Incentivo a la Inversión..............................................................................253 8.3.3.1 Régimen de Recuperación Anticipada del IGV .......................................253 8.3.3.2 Régimen de Depreciación Acelerada.....................................................257
8.4 Posibilidad de Exportación a países vecinos y diseño de convenios o mecanismos que faciliten inversiones en centrales de magnitud apreciable.........................................257 8.4.1 Marco normativo de la exportación de energía. .............................................257 8.4.2 Incentivo por la exportación de energía eléctrica en las inversiones en Centrales Hidroeléctricas. ......................................................................................................259
8.5 Mercados de carbono (requisitos para acceder a MDLs) .....................................260 8.5.1 Determinación del porcentaje de la inversión que se puede retribuir a través del mercado de carbono...............................................................................................261 8.5.2 Existencia de proyectos actuales que venden al mercado de carbono. .............262
8.6 Análisis del rol del Estado en garantías o financiamiento. ...................................262 8.7 Análisis de la Problemática de financiamiento con organismos multilaterales y la Banca de Fomento.....................................................................................................264
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8.7.1 Cómo se deben hacer bancables los proyectos (Project Finance) para que facilite el financiamiento de los mismos...............................................................................264
8.8 Otras medidas regulatorias y de otro tipo: propuestas de modificaciones. ............266 8.8.1 Administración del Riesgo Pre-Constructivo ..................................................266 8.8.2 Administración del Riesgo Legal y Regulatorio...............................................270 8.8.3 Propuestas en subastas de concesiones .......................................................272 8.8.4 Concurso con Promotor Existente ................................................................273 8.8.5 Concurso con Concesión del Estado .............................................................274 8.8.6 Retribución por energía limpia.....................................................................276 8.8.6.1 Impacto Ambiental.............................................................................276 8.8.6.2 Energía renovable ..............................................................................278 8.8.6.3 Incentivo por energía limpia................................................................279
9 Alcances y límites de la intervención del Estado en la promoción de inversiones en Centrales Hidroeléctricas ................................................................................280 9.1 Alcances de la intervención del Estado y del Regulador para garantizar estabilidad en los flujos de proyectos en Centrales Hidroeléctricas .......................................................280 9.2 Intervención del Estado .................................................................................282
10 Conclusiones y Recomendaciones ...............................................................283 11 ANEXOS ...................................................................................................286 11.1 Anexo 1: Proyecto de Ley de Promoción de Centrales Hidroeléctricas ..................286 11.2 Anexo 2: Listado de normas utilizado en el informe...........................................293
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Resumen Ejecutivo
El presente trabajo aborda los temas relacionados con la falta de inversiones en el sector
energético y específicamente en la construcción y puesta en operatividad de centrales
hidroeléctricas. En ese sentido, busca identificar, analizar y estudiar las barreras a la entrada de
centrales hidroeléctricas, analizar las mismas y realizar propuestas con el fin de promover la
instalación de más centrales hidroeléctricas en el país.
En el Perú, la capacidad de generación ha crecido en promedio desde el año 2001 al año 2007
en el orden de 3,2 %; por otro lado, el crecimiento de la demanda ha bordeado el 6% lo que
ha provocado que la reserva de generación disminuya de un 57% en el año 2001 a un 39% en
el 2007 (en el caso específico de las Centrales Hidroeléctricas, su participación en la generación
de energía ha disminuido en términos relativos de un 59% en el 2001 a un 51% en el 2007). A
esto se suma el limitado desarrollo de la instalación de redes de transmisión; esta problemática
derivada de la poca inversión en líneas de transmisión.
Otra problemática del sector eléctrico es la concentración de la generación eléctrica en el centro
del país, principalmente en Lima, donde las generadoras se pueden abastecer de gas natural.
Es desde Lima de donde la energía se lleva a diferentes partes del país a través de líneas de
transmisión; las cuales cada vez disponen de menos capacidad de transporte, debido al
incremento de la demanda que están alcanzando las provincias del país.
Por el lado de los ingresos, la brecha entre los costos marginales de corto plazo para la
generación de electricidad (mercado spot) y la Tarifa en Barra, desincentivó a las empresas
generadoras de electricidad a contratar potencia y energía destinadas al mercado de usuarios
regulados; originando que empresas distribuidoras de energía eléctrica se encontrasen sin
contratos de compra de energía para abastecer a sus clientes.
Del análisis elaborado a lo largo del documento, se desprende que el principal problema que
deben afrontar los proyectos de centrales hidroeléctricas para desarrollar inversiones es el
acceso al financiamiento; denominado a lo largo del estudio “bancabilidad” del proyecto. Para
obtener este financiamiento, es necesario que el proyecto de una nueva central hidroeléctrica
pueda generar flujos de caja suficientes para que soporten el pago de la deuda y la rentabilidad
exigida por los inversionistas. Estos flujos, generados por el propio proyecto, deben de ser
predecibles, sostenibles y, en lo posible, estables que garanticen el retorno del financiamiento y
de la inversión. La estabilidad de los flujos estará reflejada en los ingresos y costos a lo largo
del proyecto. Es por ello, que para obtener ingresos estables se requieren de precios estables
en el largo plazo. Asimismo, la estabilidad de los costos de la inversión y de los costos de
operación y mantenimiento estará dada por un adecuado manejo de los inversionistas. Los
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promotores de este tipo de proyectos coinciden y afirman este enunciado, acotando que la
bancabilidad del proyecto es el punto clave para el desarrollo del mismo.
Existen múltiples métodos para financiar proyectos de inversión, entre ellos tenemos el
tradicional o de finanzas corporativas, en el cual el promotor es quien asume el financiamiento
del proyecto de acuerdo a su capacidad de apalancamiento. El otro método aplicado es el
Project Finance, el mismo que nace como una alternativa al financiamiento tradicional de
proyectos; bajo este esquema el Proyecto por si mismo se financia, vale decir, que son los
flujos que generará el proyecto los que financian toda la operación, incluyendo el servicio de
deuda contraído por el proyecto. Los proyectos financiados con este esquema son proyectos de
gran envergadura y que requieren involucrar a todos los participantes en asumir los riesgos,
debido a que el promotor por si mismo no podría afrontar la inversión o los riesgos por pérdida
en este tipo de inversiones. Para poder aplicar el Project Finance, es necesario coberturar al
proyecto, es decir, manejar todos los riesgos asociados al mismo, con la finalidad de obtener
generación de caja estable en el tiempo con la capacidad de pago a los acreedores e
inversionistas.
Riesgos asociados a la inversión en centrales hidroeléctricas
Existen múltiples riesgos asociados a la inversión en centrales hidroeléctricas, los mismos que
deben ser coberturados y/o administrados con la finalidad de hacer uso del Project Finance; así
se tiene que los principales riesgos para este tipo de inversión son los referidos a:
Riesgos de demanda, el comportamiento de la hidrología que es muy importante no sólo en la
decisión de construcción de la central hidroeléctrica sino también en la decisión del tamaño de
la misma. Dependiendo de las hidrologías se podrá predecir cuánto generará la central, a esto
se suma la variación de la demanda, la volatilidad y formación de las tarifas y la necesidad de
contratos PPA1 o Take or Pay para financiar el proyecto. Las entidades financieras requerirán
que los flujos de caja del proyecto sean lo razonablemente predecibles, uniformes y sostenibles
en el tiempo; para que estos flujos respalden la adquisición de los activos, la operatividad y el
éxito del proyecto; por lo que se hace necesaria la suscripción de contratos de abastecimiento
de largo plazo.
Riesgos pre-constructivos, en estos riesgos, se manifiesta el descalce entre la fecha del contrato
y la necesidad de abastecimiento de energía del cliente.
1 Power Purchase Agreements, son contratos de suministro pactados entre empresas generadoras o proyectos y empresas distribuidoras o clientes libres comprometiéndose los primeros a suministrar energía durante un periodo de tiempo a un precio fijado por ambas partes y los últimos al pago de la energía y potencia al precio pactado. Esto garantizará al proyecto un ingreso estable por el suministro de energía.
10
Adicionalmente, también se ha identificado la posibilidad de retrasos considerables en la puesta
en operación comercial de las Centrales Hidroeléctricas o, en todo caso, en el incremento
indebido de costos como consecuencia de exigencias municipales no amparadas por el marco
legal. De igual modo, también existe incertidumbre generada a los inversionistas en centrales
hidroeléctricas como resultado de lo establecido en la Ley del Sistema Nacional de Evaluación
del Impacto Ambiental (LSNEIA). La LSNEIA establece que el titular del proyecto debe
presentar el EIA para su aprobación por el Ministerio del sector al que pertenece la actividad
principal que desarrolla dicha empresa. La aprobación del EIA de proyectos de inversión en CH
propuestos por empresas de sectores distintos al eléctrico ha sido realizada por autoridades
que no cuentan con el expertise requerido para realizar una evaluación del impacto de los
proyectos en este sector. El MEM debe adoptar la decisión de otorgar o denegar la concesión
según una decisión de otra autoridad sobre los EIA.
Una reciente modificación de la LSNEIA2 ha mantenido esta misma regla de atribución de
competencia; sin embargo, ha precisado que en el caso en el que el proyecto o actividad cuya
certificación ambiental se solicita, corresponda a otro sector, la autoridad receptora de la
solicitud deberá requerir la opinión del sector competente. De acuerdo con ello, si bien esta
modificación mejora la situación previa, en la medida que al menos permite la intervención del
sector al que pertenece el proyecto a ser desarrollado, la regla establecida en esta norma
continúa siendo ineficiente, en la medida que centraliza la decisión de aprobación del EIA en un
sector que no necesariamente contará con el expertise para evaluar adecuadamente el impacto
del proyecto propuesto.
Otro aspecto que se identificó incialmente como un riesgo es el requerimiento establecido por el
INRENA de contar con un pronunciamiento previo de la ATDR del área geográfica en la que
será llevado a cabo el proyecto, para la obtención de licencias para uso de aguas, así como la
inexistencia de procedimientos para el otorgamiento de dicha licencia. Lo anterior genera
posibles retrasos en el inicio de la ejecución de los proyectos y la eventual exigencia de
requisitos excesivos o no ajustados a la naturaleza de la solicitud. Un aspecto vinculado a esta
problemática es la insuficiente e imprecisa regulación en la Ley de Aguas y otras normas sobre
los criterios para establecer prelación en el uso de este recurso3. El uso del agua para fines de
generación eléctrica no es excluyente de los otros usos.
2 Decreto Legislativo Nº 1078, Decreto Legislativo que modifica la Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental publica en el Diario Oficial El Peruano con fecha 28 d ejunio de 2008. 3 El orden de prelación existente es: (i) necesidades primarias y abastecimiento de la población; (ii) cría y explotación de animales; (iii) agricultura; (iv) usos energéticos, industriales y mineros; (v) otros usos.
11
En relación con el segundo riesgo identificado, cabe indicar que recientemente se ha publicado
un Decreto Legislativo que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos4 y que establece entre
sus principios uno de prioridad en el acceso al agua, señalando que el acceso para la
satisfacción de necesidades primarias de la persona humana es prioritario sobre cualquier otro
uso. Al no establecer esta norma disposiciones sobre los otros uso del agua, puede entenderse
que los mismos se encuentran en una situación de paridad y ya no de preferencia como ocurría
en la Ley General de Aguas.
Un tema adicional que se planteó como una barrera a la entrada para proyectos de centrales
hidroeléctricas fue la imposibilidad de que los proyectos de capacidades menores a 20 MW
obtuviesen la imposición de servidumbres, dado que debían obtener una autorización y la
misma no otorga el derecho de solicitar la imposición de servidumbres. Como resultado de ello,
las servidumbres debían ser negociadas con los titulares de los predios en los que se ubican las
fuentes de recursos hídricos, por lo que se generan incentivos para actuar de manera
oportunista y plantear exigencias excesivas. De acuerdo con ello, inicialmente se propuso como
una forma de facilitar el desarrollo de proyectos de Centrales Hidroeléctricas pequeñas o
medianas, que según la Ley de Concesiones Eléctricas deben obtener una Autorización, que con
ese título habilitante también se pudiese obtener la imposición de servidumbres5.
Sin embargo, este aspecto ha sido solucionado a través de una reciente modificación normativa6
mediante la cual se dispuso que la actividad de generación de energía eléctrica que utilice
recursos hidraúlicos con una potencia instalada mayor de 500 kw requiere concesión
definitiva.De acuerdo con ello, al reducirse el umbral establecido de potencia instalada para
solicitar concesión, todos los proyectos de generación hidráulica, incluso los más pequeños,
podrán solicitar dicho titulo habilitante, que faculta al otorgamiento de servidumbres a favor de
los desarrolladores de los proyectos.
Finalmente, corresponde agregar que las normas que garantizan el adecuado uso de los
recursos naturales y la protección de zonas de características especiales impiden o dificultan la
construcción de reservorios de agua que permitan a las centrales hidroeléctricas regular
embalses y tener mayor disponibilidad de agua en los períodos en que la producción e inyección
de energía en el SEIN es más rentable.
4 Decreto legislativo Nº1081, que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos 5 Para tales efectos se propuso modificar el artículo 24 de la Ley de Concesiones Eléctricas, señalando al final del mismo que las autorizaciones para desarrollar la actividad de generación de energía hidroeléctrica también permiten utilizar bienes de uso público y gozar del derecho de obtener la imposición de servidumbres antes referido. 6 Decreto Legislativo Nº 1002, Decreto Legislativo de Promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables, publicado en el Diario Oficial el Peruano el 02 de mayo de 2008.
12
Riesgos constructivos, se asocian con el incumplimiento en la fecha de la terminación de la
obra; dentro del esquema del Project Finance, se busca manejar este riesgo, sin embargo,
existen casos en los que los promotores asumen este riesgo, ya que el precio que pagan al
constructor es demasiado alto, menguando la rentabilidad buscada por los inversionistas. A esto
se suma el abandono de la obra por parte del constructor, para disminuir este riesgo es
necesario que el proyecto se cubra con contratos que establezcan penalidades para el
constructor.
El incremento imprevisto de las inversiones, mal diseño de la planta, represamiento, la
derivación y el túnel son riesgos vinculados principalmente a un mayor desembolso en la
inversión por parte del inversionista y consecuentemente la obtención de menor rentabilidad
para el mismo. Estos últimos puntos son referidos al conocido riesgo geológico que presentan
estos proyectos en la etapa de construcción.
Riesgos legales y regulatorios. La decisión gubernamental de desarrollar un mercado para el
gas natural, manifestada en decisiones de política de concesiones que limitaron la entrada de
nuevos proyectos de generación hidráulica, para impulsar la implementación de proyectos de
generación térmica, ha producido un claro riesgo para los proyectos de inversión en centrales
hidroeléctricas. Este riesgo sigue vigente en la actualidad, pues recientemente el Ministerio de
Energía y Minas ha publicado un proyecto de norma destinado a generar incentivos para
centrales térmicas de ciclo combinado. El proyecto plantea la creación del pago de un
sobreprecio para la energía producida por dichas centrales que sería financiado con ingresos
provenientes de un cargo de las mismas características de la GRP. En tal sentido, esta
propuesta normativa crearía un incentivo adicional para la inversión en generación térmica a
través de un subsidio financiado por un cargo trasladable finalmente a la demanda pero que, al
igual como sucede con la GRP, afectaría únicamente a las centrales hidroeléctricas con un
menor ingreso por ser las centrales de base que despachan previamente a las centrales
térmicas a gas natural.
La GRP se creó para asegurar ingresos anuales mínimos a los inversionistas de redes de ductos
destinadas al transporte de gas natural y a la distribución en alta presión de gas natural,
financiándolos con los aportes de generadores eléctricos que utilizan gas natural. El diseño de
la GRP ocasiona que las centrales hidroeléctricas deban asumir parte de los costos fijos de las
centrales térmicas a gas natural vía el pago del cargo por GRP. Más grave aún, al aplicarse la
GRP se reducen los ingresos que perciben las centrales hidroeléctricas por toda la energía
inyectada mientras los costos marginales se fijan en función de los costos de las centrales
térmicas, cuyos costos variables se encuentran subsidiados por la GRP. La GRP es un riesgo
evidente para la inversión en centrales hidroeléctricas, dado que son las únicas centrales que
despachan antes que las centrales térmicas y, por ende, las únicas que ven reducidos sus
ingresos en los precios spot.
13
La variación del marco legal puede traer como consecuencia la modificación de las reglas y
estándares establecidos en el momento de celebración del contrato. La intensidad de la
intervención estatal en este sector genera que esta sea una variable relevante para la decisión
en un proyecto de inversión.
Por otro lado, actualmente existen concesiones otorgadas para la ejecución de proyectos de
generación. Estas, hasta la fecha, no han sido ejecutadas; debido a que las normas legales
vigentes en el caso de obtener la Concesión Temporal y Definitiva han establecido un régimen
muy flexible, lo que ha ocasionado que las empresas concesionarias cumplan dichas normas sin
apremio y recurran con frecuencia a solicitar ampliaciones de plazo. Además, las empresas
concesionarias, en su mayoría, han sido promotoras de proyectos que, en general, no han
tenido el respaldo económico ni financiero para realizar los proyectos hidroeléctricos que, por su
envergadura, requieren.
Medidas para promover la inversión en centrales hidroeléctricas
Considerando lo anterior, se han planteado algunas medidas a adoptar en un plazo breve con la
finalidad de promover la inversión en centrales hidroeléctricas. El estudio tiene como objetivo
proponer medidas que incentiven este tipo de centrales considerando la paridad y el equilibrio
normativo y regulatorio que debe existir entre las diferentes fuentes de generación eléctrica. Es
así que se describen las siguientes medidas:
Entrega de Licencias y Permisos
Se propone la emisión de una norma con rango de ley que prevea un régimen especial para la
instalación de infraestructura y realización de obras para la construcción de CH.
Puede tenerse en cuenta, para tales efectos, las disposiciones de la norma emitida para
promover la expansión de servicios de telecomunicaciones7, que simplifica los trámites y
requisitos para la implementación de la infraestructura. Adicionalmente, pueden tomarse en
consideración los criterios establecidos por el Decreto Legislativo emitido recientemente que
establece medidas para propiciar la inversión en materia de servicios públicos y obras públicas
de infraestructura8 . El ámbito de aplicación de esta norma en el caso del mercado eléctrico está
limitado a las actividades de transmisión y distribución, así como al alumbrado público, pero no
incluye a la generación eléctrica. De acuerdo con ello, resultaría necesario que la norma de
rango legal cuya emisión se propone incluyese expresamente a la actividad de generación.
7 Ley Nº 29022, Ley para la Expansión de Infraestructura en Telecomunicaciones, publicada en el Diario Oficial el Peruano el 20 de mayo de 2007; y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 039-2007-MTC publicada en el Diario Oficial el Peruano el 13 de noviembre de 2007. 8 Decreto Legislativo Nº 1014 publicado en el Diario Oficial El Peruano
14
Así, la norma propuesta contendría un régimen especial para la instalación de infraestructura y
realización de obras para la construcción de Centrales Hidroeléctricas, que incluiría los
siguientes principios y criterios:
• Centralización y concordancia de objetivos normativos: Considerando la
competencia exclusiva del Ministerio de Energía y Minas respecto de las políticas
sectoriales nacionales así como para el otorgamiento de concesiones,
autorizaciones, permisos, etc, se debe establecer que las normas que expidan las
demás instancias de la administración pública, distintas al gobierno central, deben
sujetarse y estar concordadas con la normatividad sectorial en esta materia.
• Aplicación del Silencio Administrativo Positivo (SAP): Todos los permisos y
autorizaciones sectoriales, regionales o municipales que se requieran para realizar
obras en las vías públicas para instalar infraestructura correspondiente a Centrales
Hidroeléctricas, estarán sujetos al silencio administrativo positivo en el plazo de 30
días calendario9. A efectos de acreditar que ha operado el SAP sólo se requeriría
declaración jurada del solicitante de aprobación ficta.
• Límites para el monto de los derechos de tramitación: Al momento de
establecer montos por derechos de tramitación para acceso o conexión domiciliaria,
para las empresas que realizarán la actividad de generación eléctrica, las
autoridades no podrán establecer montos mayores al 1%(uno por ciento) de la UIT
vigente.
• Requisitos para determinar tasas o derechos para la obtención de
permisos y autorizaciones: (i) Las Tasas deben responder a los costos reales de
prestación del servicio. Las entidades de la administración pública están obligadas a
publicar en el diario oficial la estructura de costos que sustenta el monto de las
tasas aplicadas; (ii) Para el establecimiento de tasas municipales no pueden
utilizarse criterios tales como valor, medida, tipo o número de elementos a instalar.
Asimismo, tampoco pueden considerarse criterios como el valor de la obra, la
extensión del área que se ocupa, la forma de desarrollar la obra, el tiempo de
ejecución de la obra o similares. La instalación de infraestructura podrá realizarse
sobre todo tipo de predios (eriazos, rústicos, etc.) que cuenten o no con
habilitación urbana.
9 Cabe precisar que si bien el Decreto Legislativo Nº 1014 recoge un principio similar, se considera conveniente adoptar el criterio establecido en la Ley 29022 en la medida que la primera tiene un alcance más limitado, refiriéndose sólo a procedimientos tramitados ante autoridades municipales.
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• Procedimiento Único. Con la finalidad de evitar multiplicidad de criterios entre las
distintas autoridades locales y/o regionales, se podría establecer un procedimiento
único para el otorgamiento de autorización de instalación de la infraestructura, que
debería ser implementado por las autoridades competentes.
Aprobación de EIA
Recientemente se ha emitido el Decreto Legislativo Nº 1013, que aprueba la Ley de Creación y
Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente10. Esta norma dispone la fusión del
Consejo Nacional del Ambiente- CONAM en el Ministerio del Ambiente, siendo este último el
ente incorporante. De acuerdo con ello, a partir de la entrada en vigencia de la norma, el
Ministerio asume la función de dirigir y coordinar el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto
Ambiental.
Ahora bien, esta norma y sus posteriores modificaciones han señalado que el Ministerio no
asumirá la funcion de otorgar las certificaciones ambientales correspondientes, entre las que se
encuentra el EIA, sino que esa función sigue correspondiendo a la autoridad competente del
sector en el que la empresa solicitante desarrolla su actividad productiva. No obstante lo
anterior, se ha previsto la facultad del Ministerio del Ambiente de revisar aleatoriamente los
Estudios de Impacto Ambiental aprobados por las autoridades competentes, con la finalidad de
coadyuvar al fortalecimiento y transparencia del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental11.
Con el objetivo de centralizar la aprobación de EIA en una sola autoridad, resulta recomendable
modificar el artículo 18.2. de la Ley 27446 Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto
Ambiental estableciendo que el EIA debe ser presentado ante la autoridad encargada de
supervisar la actividad productiva involucrada en el proyecto, con prescindencia del sector al
que pertenezca la empresa que lo ejecute.
Adicionalmente a lo anterior, recientemente se ha publicado un Decreto Legislativo que
modifica el artículo 18º de la LNSEIA12 a través de la cual si bien la autoridad competente para
aprobar el EIA continua siendo aquella correspondiente al sector en el que la empresa
solcitante desarrolla su actividad productiva, se ha precisado que en el caso en el que el
proyecto o actividad cuya certificación ambiental se solicita, corresponda a otro sector, la
autoridad receptora de la solicitud deberá requerir la opinión del sector competente. De
acuerdo con ello, si bien esta modificación mejora la situación previa, en la medida que al
menos permite la intervención del sector al que pertenece el proyecto a ser desarrollado, la
regla establecida en esta norma continúa siendo ineficiente, en la medida que centraliza la 10 Publicado en el Diario Oficial el peruano el 14 de mayo de 2008. 11 Decreto Legislativo Nº 1039, que modifica disposiciones del Decreto Legislativo Nº 1013, publicado en el Diario Oficial el Peruano el 26 de Junio de 2008 y Decreto Legislativo Nº 1078, que modifica la Ley 27446, publicado el 28 de junio de 2008. 12 Decreto Legislativo Nº 1078, Decreto Legislativo que modifica la Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental publica en el Diario Oficial El Peruano con fecha 28 d ejunio de 2008.
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decisión de aprobación del EIA en un sector que no necesariamente contará con el expertise
para evaluar adecuadamente el impacto del proyecto propuesto.
De acuerdo con ello, con el objetivo de centralizar la aprobación de EIA en una sola autoridad,
resulta recomendable modificar el artículo 18.2. de la Ley 27446 Ley del Sistema Nacional de
Evaluación de Impacto Ambiental estableciendo que el EIA debe ser presentado ante la
autoridad encargada de supervisar la actividad productiva involucrada en el proyecto, con
prescindencia del sector al que pertenezca la empresa que lo ejecute.
Asimismo, con el objetivo de establecer la forma y los plazos en que se requerirá la opinión de
otras autoridades y los mecanismos de coordinación con autoridades regionales y locales en el
marco del procedimiento de aprobación del EIA, a efectos de evitar superposición de funciones
e incertidumbre respecto de los plazos máximos de aprobación, sería recomendable modificar el
TUPA del Ministerio de Energía y Minas, aprobado por Decreto Supremo Nº 061-2006-EM,
estableciendo los plazos máximos de espera para la respuesta a las consultas efectuadas a
autoridades distintas al gobierno central. Al respecto, puede tomarse como referente para el
establecimiento de un plazo máximo las recientes disposiciones emitidas en relación con la
reducción de plazos para la emisión de pronunciamientos en relación con solicitudes de los
administrados sujetos al silencio administrativo positivo13.
Otorgamiento del Derecho de Aguas
Recientemente se ha creado la Autoridad Nacional de Agua, como ente responsable de
elaborar la política y estrategia nacional de recursos hídricos y de establecer los procedimientos
para la gestión de dichos recursos14.
Al respecto, el Decreto Legislativo 1081 ha establecido que esta autoridad es el ente rector del
Sistema Nacional de Recursos Hídricos y entre sus funciones se ha previsto el otrogamiento del
derecho de uso de aguas, con lo cual esta función ejercida previamente por el INRENA será
realizada por esta autoridad. No obstante, la norma no señala cuál será la itnervención de la
ATDR en el proceso de otorgamiento de derechos de uso de agua, aspecto que debería
regularse en el reglamento a ser emitido en un plazo de 90 días, con la finalidad de promover la
centralización y eliminar el requerimiento de que deba contarse con la opinión previa de la
ATDR para el otorgamiento de las licencias de uso de agua.
Mayor predictibilidad para la obtención del Certificado de Inexistencia de Restos
Arqueológicos – CIRA – 13 Decreto Legislativo Nº 1029, que modifica la ley del Procedimiento Administrativo General, Ley 27444 y Ley del Silencio Administrativo, Ley 29060, publicado el 24 de junio de 2008. 14 Decreto Legislativo Nº 997, que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, publicado el 13 de marzo de 2008.
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Si bien como se ha señalado previamente la Ley 28296, Ley General del Patrimonio Cultural de
la Nación y el TUPA del Instituto Nacional de Cultural establecen el requisito de contar con el
Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos - el CIRA y el procedimiento
correspondiente para su obtención, no se regula el supuesto en el que efectivamente se
encuentren restos arqueológicos en la zona en la que va ser desarrollado el proyecto.
De acuerdo con ello, resulta conveniente modificar el TUPA del Instituto Nacional de Cultura,
aprobado por Decreto Supremo Nº 022-2002-ED, a efectos de establecer un procedimiento
para el caso en el que se encuentren restos arqueológicos en la zona en la que va ser llevada a
cabo el proyecto, determinando para tal efecto los requisitos que deberán ser cumplidos por los
administrados, así como los plazos que tendrá la autoridad correspondiente para su
pronunciamiento.
Licitaciones de Suministro de Electricidad
Se requiere la intervención regulatoria a efectos de facilitar la entrada de proyectos de
Centrales Hidroeléctricas, lo cual puede lograrse a través de reglas que permitan condiciones
más flexibles de suministro en las licitaciones destinadas al abastecimiento de empresas
distribuidoras. Por ello, es recomendable modificar el Reglamento de Licitaciones de Suministro
de Electricidad, Decreto Supremo 052-2007-EM, en los aspectos siguientes:
• Establecer que si bien las Ofertas implican la obligación de suministro en las cantidades
adjudicadas por cada Punto de Suministro, los Postores pueden presentar Ofertas cuyo
carácter vinculante se encuentre sujeto a que se les adjudique el total de la potencia
que hayan ofertado.
• Establecer las reglas aplicables en caso de que los generadores presenten Propuestas
con un programa de inversión que incrementará la oferta de generación según lo
previsto en el artículo 8 numeral IV de la Ley 28832, de modo que éste sea un
mecanismo viable, para lo cual es necesario que se ofrezcan las garantías para que los
distribuidores consideren seriamente esta opción de suministro. Esto puede lograrse
estableciendo que ese tipo de Propuestas deban incluir en el contrato que acompañe
las respectivas Ofertas el cronograma de hitos del proyecto, siendo su incumplimiento
causal de resolución del contrato, a fin de que se constituya así en garantía de
suministro. La supervisión del cumplimiento de dicho cronograma quedaría a cargo del
Conductor del proceso y el OSINERGMIN podría sancionar en caso de incumplimiento
de cada hito. Adicionalmente, la resolución de un contrato de suministro por la causal
antes indicada debería autorizar al Distribuidor que resolvió el contrato a convocar a
nueva Licitación para atender la respectiva demanda, sin la anticipación de 3 años
prevista en la Ley.
18
Controlar el efecto de la GRP sobre los ingresos de las Centrales Hidroeléctricas
Una opción para controlar el riesgo derivado de la aplicación de la GRP es su eliminación, no
obstante la aplicación de ésta es poco probable en tanto que puede ser cuestionada por la
empresa concesionaria del transporte del gas de Camisea por vulneración de su Contrato de
Concesión. En tal sentido, la opción más viable resulta el transformar la GRP como un costo
variable para todas las generadoras y no que funcione como un costo fijo sumado al Peaje de
Conexión al SPT. Para ello, la GRP se adicionaría de forma proporcional y prorrateada al precio
spot de toda la energía vendida en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Con
esta transformación del carácter de la GRP, el riesgo que actualmente perjudica,
exclusivamente, a las Centrales Hidroeléctricas desaparecería, quedando más bien como un
mayor precio spot que sería asumido por la demanda.
Permitir la regulación de embalses
La regulación de embalses puede contribuir a la optimización del factor de utilización de las
Centrales Hidroeléctricas. En ese sentido, la propuesta es definir el mismo orden de prelación
del uso del agua para fines energéticos que para otros fines como los ganaderos o agrícolas;
pero, además, resultaría conveniente definir de forma complementaria esquemas a través de
los cuales se garantice a los desarrolladores de los proyectos de regulación de embalses, sean
los titulares de concesiones de generación hidroeléctrica o no, la capacidad de neutralizar el
aprovechamiento de sus inversiones por free riders. Para ello, se pueden establecer medidas
para que los desarrolladores de esos proyectos puedan exigir a todos aquellos usuarios de agua
que se encuentren, aguas abajo, algún tipo de compensación. Entre las medidas a considerar
se encuentran:
• Otorgar a quien construya el embalse el derecho de cobrar un cargo por uso de las
aguas del embalse para fines agroindustriales, energéticos u otros según la actividad
del tercero beneficiario.
• Licitar proyectos de construcción y administración de embalses para que cualquier
tercero independiente se dedique a esa actividad cobrando un canon a las empresas
usuarias del agua, ya sea agroindustriales, generadoras eléctricas u otras.
Adicionalmente, a lo anterior, y con la finalidad de evitar que la creación de embalses pueda
perjudicar a otros usuarios del recurso hidrico, se sugiere establecer como condición, en el
marco del desarrollo de este tipo de proyectos, que se prevea la obligación de los ejecutores de
los proyectos de crear represamientos especiales.Con ese mismo propósito, las autoridades
competentes debería exigir a los desarroladores de los proyectos que incluyan en sus Estudios
de Impacto Ambiental, especrficamente en la sección de Remediación, medidas específicas para
superar los potenciales perjuicios de la creación de estos embalses sobre otros usuarios del
recurso hídrico.
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Suscripción de contratos ley con los concesionarios de CH
Se considera que la mejor alternativa de administrar el riesgo derivado de la modificación del
marco normativo es la suscripción de contratos ley con los concesionarios de CH.
El marco legal que faculta a la suscripción de este tipo de contratos se encuentra contemplado
en el artículo 62 de la Constitución Política, en el artículo 1357 del Código Civil y desarrollada
específicamente en el marco del proceso de promoción de la inversión privada en el artículo 6º
de la Ley 26438.
Proceso de Concesión
El otorgamiento de una nueva concesión debe establecer plazos máximos para el inicio de
obras, que de no ser cumplidos deben de generar una acción del Estado. Por ello, al
encontrarse con casos en los que la inversión no es realizada en su totalidad, de acuerdo a lo
planeado, el Estado debería retomar la Concesión; dimensionando, previamente, mediante
peritaje lo invertido por el anterior promotor. Luego, el Estado debería terminar con todos los
procesos administrativos pendientes. Posteriormente, el Estado debería lanzar a Concurso esta
concesión (totalmente saneados los permisos administrativos, eliminando los riesgos pre-
constructivos al inversionista) con un Contrato Take or Pay, con un plazo de 20 años, y 5 años
iniciales para construir la central (como máximo, al igual que en Brasil) y con un precio
monómico (incluye precios de potencia y energía) establecido en el concurso. El inversionista
ganador de la buena pro de este concurso procederá a pagar al promotor inicial, de acuerdo al
peritaje mencionado por los trabajos e inversiones realizados.
Una opción para minimizar el riesgo identificado en relación con el retraso en el inicio de las
obras por parte de los concesionarios es establecer penalidades más elevadas en los respectivos
Contratos de Concesión en los casos en los que no se inicie la operación comercial en forma
oportuna. Resultaría necesario establecer en el Contrato que dichas penalidades sólo resultaran
aplicables en aquellos casos en los que el retraso en el inicio de la operación comercial sea
atribuible al Concesionario, con el propósito de evitar penalizarlo por aquellos supuestos que
estén en el ámbito de responsabilidad del Concedente o el retraso se deba a acciones u
omisiones de terceros. Adicionalmente, resultaría necesario establecer una garantía de fiel
cumplimiento para asegurar que se realice la inversión según el cronograma de ejecución del
nuevo concesionario.
En resumen, la promoción de las inversiones en centrales hidroeléctricas requieren de medidas
normativas y procedimientos que el Estado debe de adaptar a la normativa actual vigente.
Dentro de las medidas que se proponen en el presente documento destacan la creación de
Licitaciones de las concesiones, de forma similar a la desarrollada en el sistema eléctrico
brasilero. Estas licitaciones se dividirían en dos: (i) aquellas concesiones que están en posesión
del Estado y (ii) las concesiones que se encuentran en manos de promotores. Ambos esquemas
20
de licitación de la concesión incluyen la entrega de la concesión con estudios técnicos y
ambientales desarrollados así como permisos y autorizaciones administrativas y ambientales.
Asimismo, incluyen un contrato Take or Pay, que entregaría el Estado, para garantizar el flujo
de ingresos por un periodo de largo plazo (20 años). Este contrato Take or Pay permitirá
financiar o bancar el proyectos a través de entidades financieras; debido principalmente que el
pago del servicio de deuda estará garantizado por el contrato.
Proceso de Licitación de energía
Actualmente, los procesos de licitación de compra de energía en el Perú consideran plazos
máximos de 15 años; además, las licitaciones son efectuadas por las empresas de distribución.
La medida propuesta en este estudio es la de ampliar los plazos máximos que permitan
sostener y estabilizar los ingresos de la central hidroeléctrica por un periodo similar al del
financiamiento. Con ello, se podrá garantizar, por el lado de los ingresos, el flujo de caja del
proyecto. Estos plazos podrían incrementarse a 20 años (de acuerdo a las experiencias de
países vecinos como Chile y Brasil), permitiendo el calce de los ingresos estables con el servicio
de la deuda necesario para la ejecución de la nueva central.
La propuesta general es que en las licitaciones de las concesiones se incluya también la entrega
de un contrato Take or Pay (TOP) que garantizará los ingresos futuros del proyecto. El contrato
Take or Pay estabilizará los precios y volúmenes de energía a comercializar en el futuro en un
periodo de largo plazo.
Adicionalmente, se propone al Generador actual como promotor de inversiones. En este
sentido, si un distribuidor o un cliente libre (como sucede con la normativa actual respecto a las
licitaciones de energía) asume un contrato de abastecimiento con un generador nuevo
(proyecto) absorbe el riesgo de desabastecimiento ante una demora o no ejecución del
proyecto de inversión hidráulica. El peligro de demora es probable en las centrales
hidroeléctricas. El distribuidor puede quedar desabastecido generándole un gran problema en
su operación.
Por otro lado, si el desabastecimiento es asumido por el sistema o por algún generador que
opera, el riesgo es trasladado a éstos. Ambos tendrán mejores herramientas para administrar
este riesgo frente a los distribuidores que tienen pocas herramientas para asumirlo.
Actualmente, existe un incentivo del 3% sobre el precio de la tarifa por efectuar las licitaciones
de energía con anticipación (una anticipación de 6 años adjudica al distribuidor este “premio”
del 3%). A la fecha no han existido licitaciones efectuadas con la anticipación indicada, debido
principalmente al riesgo que estaría asumiendo el distribuidor. Este 3% adicional en la tarifa no
remunera el riesgo asumido por el distribuidor.
21
Sin embargo, si este incentivo es trasladado a un generador existente, éste podrá asumir de
mejor manera el riesgo (pudiendo cubrir los posibles déficit de producción de la nueva central
con su propia producción, siendo su negocio central la producción y comercialización de energía
en el sistema). En este caso, sí se justificaría el ingreso del Generador como posible licitante
adjudicándosele el 3% por la promoción de inversiones en Centrales Hidráulicas y la
administración del riesgo, de alguna forma estipulada en la norma actual a través del incentivo
por la anticipación en las licitaciones de energía. Es importante resaltar que no se necesita un
costo adicional al ya aceptado pero que generaría mejores beneficios. Se muestra la estructura
de la propuesta.
Elaboración propia
Asimismo, el desarrollo de contratos de cobertura entre operadores actuales de generación y
proyectos de centrales hidroeléctricas es una gran alternativa que, por un lado elimina el riesgo
de terminación al cliente del nuevo proyecto y por otro facilita la entrada de nuevos proyectos
hidroeléctricos generando cobertura a los operadores actuales. Actualmente, los generadores
de propiedad del Estado están, en su mayoría, sobrecontratados (contratan a su capacidad
máxima); por lo tanto, necesitan energía y potencia de respaldo. Por esto, en ciertos momentos
se ven en la necesidad de comprar en el mercado spot a precios por encima de los regulados (o
pactados con anticipación). El objetivo es que el generador, que ya está operando, se coberture
ante posibles compras al mercado spot asociándose con una central en construcción para
adquirir la producción de este último (en el momento que empiece a operar), reduciendo el
riesgo por la volatilidad de las tarifas.
Por otro lado, el establecimiento de un Mercado Mayorista de Electricidad Peruano en el que se
permita realizar transacciones y se vayan desarrollando comercializadores que permitan acceder
a instrumentos financieros que podrán, de alguna manera, cubrir a los generadores ante
variaciones de los precios. De alguna forma, esta propuesta muestra una etapa más elaborada
de lo descrito en el párrafo anterior; ambas medidas buscan coberturar riesgos de volatilidad de
22
precios, siendo esta última un mercado en el que se transen instrumentos financieros.
Experiencias cercanas como la colombiana muestran evidencias de cómo debe operar este
mercado y cómo éste debe de regularse.
Adicionalmente, el desarrollo de las licitaciones en plataformas electrónicas permitirá que las
empresas generadoras realicen sus ofertas de manera iterativa generando, así, mayor
competencia y mejores precios para el sistema.
Asimismo, es necesario e importante para todo el sistema de generación eléctrico que el Estado
dosifique los concursos o licitaciones de las nuevas centrales hidroeléctricas. Para ello, es
necesario que se monitoree, en paralelo, el crecimiento de la oferta y la demanda. En este
monitoreo se debe reflejar las externalidades que originaría el ingreso de una nueva central
hidroeléctrica al sistema, analizando el impacto económico y financiero en los operadores del
sistema. Podrían existir operadores que ante sus inversiones efectuadas (sean centrales
térmicas o hidráulicas) y con el ingreso de una nueva central hidroeléctrica ocasione una caída
en los ingresos que haga inviable la continuidad de la operación de algunos generadores y, por
otro lado, que algunos inversionistas no recuperen lo invertido y desistan de seguir participando
en el sector. Por ello, la importancia de graduar el ingreso de centrales hidráulicas de gran
envergadura es necesaria para no “dañar” a los operadores del sistema; llevando a que este
tipo de inversiones busque una gradualidad correlacionada con el incremento de la demanda, la
oferta y la reserva del sistema.
Incentivos por generación de energía limpia
Como se analiza e indica en el documento, la energía hidráulica genera menor daño al medio
ambiente. Asimismo, existe un diferencial de costos expresado en daños al medio ambiente
respecto a las centrales hidráulicas y térmicas (estudio de la CEPAL). Por otro lado, el sistema
se ve favorecido por las nuevas centrales de generación hidráulica, le proporcionan
confiabilidad y estabilidad, por lo que una alternativa a tener una tarifa diferenciada es que el
sistema absorba el costo de transmisión de la central a la red principal. Esta propuesta
equipararía las ventajas que tienen las centrales térmicas al poder ubicarse cerca de las red del
sistema eléctrico y se justifica por los costos ambientales menores, la confiabilidad y estabilidad
del sistema eléctrico al contar con diferentes fuentes de energía distribuida y menos
contaminantes.
Adicionalmente, las generadoras hidráulicas tienen que ubicarse donde está el recurso hídrico
que normalmente está alejado de la red de transmisión; así que tienen que invertir en líneas de
transmisión para poder conectarse al SEIN. Esto conlleva a una inversión a considerar por el
inversionista. Por otro lado, las generadoras térmicas se pueden ubicar más cerca de la carga o
a las redes del sistema. Esto representa una falta de equidad e igualdad de condiciones entre
23
ambas tecnologías. La inclusión de una nueva Central Hidroeléctrica al sistema dará mayor
confiabilidad y estabilidad al Sistema Total por el concepto de Generación Distribuidas.
Debido a que las centrales hidroeléctricas presentan un menor impacto o daño medioambiental;
requieren de mayores inversiones para conectarse al sistema y brindan confiabilidad y
estabilidad al sistema total se propone que se diferencie o “premie” estas ventajas. Para ello, se
propone que como parte de la promoción del Estado para la inversión en generación hidráulica
se le reconozca a esta tecnología un cargo adicional de energía limpia del orden de 5%. Para el
modelo de San Gabán, desarrollado en el presente documento, se ha sensibilizado los ingresos
incrementando en 5% la tarifa, obteniendo una rentabilidad al accionista superior en 1.6%.
Posibilidad de Exportación a países vecinos
La exportación de electricidad desde el Perú hacia otros países vecinos podría incentivar la
inversión en centrales hidroeléctricas. Este incentivo, básicamente, se explicaría por los
mayores precios de energía que se generarían con las transacciones al exterior; aprovechando
los precios más altos de energía en los países vecinos. Un ejemplo cercano, son los precios de
energía de Ecuador respecto a los precios peruanos. La posibilidad de exportar e importar
energía tendría como una buena alternativa la importación de energía, en épocas de sequías o
temporadas de precios altos de generación. Esto ayudaría a mantener precios estables en el
mercado eléctrico peruano, siendo una alternativa la importación de ésta; más no siendo el
objetivo principal de diseñar las redes para el intercambio internacional de energía
Alcances y límites de la intervención del Estado
El Estado al igual que el ente regulador debe sumar esfuerzos en promover el libre
desenvolvimiento del mercado de generación motivando la libre competencia entre los actores
actuales y facilitando el ingreso de nuevos actores al mercado. Por otro lado, las empresas de
generación con participación accionaria del Estado deben de actuar en el mercado de la misma
forma que actúan las empresas privadas; es decir, con libertad de decisión para el manejo
administrativo y comercial de la empresa.
Sin embargo, para la generación de la libre competencia del mercado, el Estado y el regulador
deben de desarrollar los mecanismos necesarios (normas y procedimientos) que conduzcan a
este comportamiento. Pero, por otro lado, deben de garantizar a los consumidores finales el
pago de tarifas justas, lo que los obliga a intervenir, de manera obligada, en el mercado. Es por
ello, que se debe encontrar el equilibrio de la intervención del Estado en el mercado.
La primera intervención directa del Estado y el ente regulador en el mercado de generación es
la formación de las tarifas o precios regulados. No obstante, la intervención del ente regulador
y del Estado en la formación de precios de generación debe ir disminuyendo paulatinamente
(con la finalidad de permitir que el mercado libre se desarrolle); pero, asegurando que los
24
mecanismos de formación de precios del mismo mercado son los más justos sin afectar a los
consumidores finales ni a las empresas generadoras. Asimismo, los procedimientos de esta
formación de precios deben conducir y fluir en precios estables y transparentes en el largo
plazo para que permitan el ingreso de nuevos inversionistas con nuevas centrales eléctricas.
También, es predecible que ante el aumento de inversionistas (incremento en la capacidad del
sistema) y de la oferta de energía, los precios del mercado en el largo plazo disminuirán. Por
ello, si el Estado y el ente regulador orientan las políticas del sector a incentivar y promover el
ingreso de nuevos inversionistas estarán contribuyendo a que, en el futuro, las tarifas al
consumidor final disminuyan.
La segunda intervención directa del Estado es en el otorgamiento de concesiones,
autorizaciones, servidumbres y aprobaciones administrativas (EIA y Derecho de Aguas) que
conllevan la ejecución de nuevos proyectos de centrales eléctricas. Para ello, el Estado debe de
crear y mantener procedimientos claros y transparentes que faciliten el correcto cumplimiento
por parte de los inversionistas. Por otro lado, el Estado, como política de incentivo en la
inversión de centrales hidroeléctricas, puede desarrollar un plan de inversiones en estas
centrales que contenga el estudio de factibilidad de cada proyecto, el estudio de impacto
ambiental aprobado y las autorizaciones administrativas correspondientes (es decir que se
encuentren saneados los requisitos administrativos) dejando, sólo pendiente la concesión del
proyecto. Con ello, los inversionistas interesados solicitarían la concesión del proyecto en el que
tengan interés. La entrega de la concesión del proyecto involucraría la devolución de la
inversión realizada por el Estado en la obtención de la aprobación de los estudios previos;
condicionando el inicio de la ejecución del proyecto en un periodo no mayor a dos años. Para
ello, el inversionista adjuntaría una garantía de cumplimiento de ejecución del proyecto que se
haría efectiva si el inversionista no ejecuta la obra. Lo descrito de alguna manera elimina los
riesgos pre-constructivos de obtención de autorizaciones, facilitando la ejecución del proyecto.
Sin embargo, esto activará las inversiones si los promotores e inversionistas pueden financiar o
bancar el proyecto a través de contratos de suministro de largo plazo que garanticen ingresos
estables y sostenibles en el periodo de financiamiento.
La tercera intervención del Estado se da ante fallas del mercado y crisis del sector que eviten
daños mayores a los consumidores y a las empresas del mercado eléctrico. Este tipo de
intervención se hace necesaria y correcta ante situaciones de emergencia en las que peligran el
abastecimiento oportuno del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad, siendo
un problema de interés público.
La cuarta intervención del Estado y del ente regulador es en la fiscalización de la buena
operación y performance de las empresas del sector. Para que este accionar no sea percibido
25
como intromisión (que de antemano no lo es) por las empresas del sector, es necesario que las
intervenciones y/o pronunciamientos sean lo más justas, y transparentes.
La intervención del Estado debe estar orientada a promocionar la inversión (pública o privada)
en centrales de generación que garanticen la confiabilidad, estabilidad y sostenibilidad del
sistema. Esto combinado con el mantenimiento y protección al Medio Ambiente a través del
incentivo al uso de energías renovables y limpias.
Los mecanismos de promoción del Estado han sido descritos a lo largo del documento
incidiendo en la ejecución de un plan energético viabilizado a través de la elaboración de
concursos de concesión. Estos mecanismos son utilizados en otros sistemas de la región;
teniendo un ejemplo cercano al del sector brasilero.
Análisis Económico y Financiero: Modelo Real San Gabán
Para la evaluación económica de un proyecto estándar se seleccionó la Central de San Gabán II
que opera en el Sistema Interconectado Nacional. Para este caso se consideró que la potencia y
energía serían entregadas en la barra de Santa Rosa. La potencia instalada de la central es 113
MW, igual a su potencia efectiva y a su potencia firme. La Central de San Gabán fue
seleccionada debido a sus características de producción de energía, en avenida presenta un
elevado factor de planta el cual baja significativamente en estiaje. De acuerdo a las
simulaciones realizadas con el modelo Perseo, el factor de planta de la central alcanza un
promedio de 88% anual, con un mínimo de 78% en el año más seco.
Se ha evaluado la viabilidad del Proyecto empleando la metodología del valor actual neto, para
lo cual se proyectaron los flujos económicos del Proyecto. Se determinaron también los
indicadores financieros con la finalidad de analizar la bancabilidad del proyecto. Los flujos de
caja económicos esperados fueron determinados en función de los ingresos y egresos
esperados. Los ingresos esperados se determinaron en función de la producción de energía y
de los costos marginales proyectados para cada escenario de hidrología existente (desde los
años 1965 al 2006), obteniendo de este modo la distribución de valores que pueden tomar los
ingresos futuros de cada uno de los años del horizonte de evaluación del Proyecto. El flujo de
caja esperado de cada año corresponde al valor promedio esperado de la distribución de flujos
de caja obtenidos para cada año hidrológico.
Los indicadores económicos y financieros fueron determinados empleando una simulación del
tipo Montecarlo (programa @Risk) para 20,000 iteraciones. Se modeló también la contratación
de la potencia de la central y su energía asociada, para porcentajes de variación discretos,
determinando la performance del proyecto bajo dichas condiciones. El horizonte de evaluación
fue de 40 años, sin valor de rescate al final del horizonte de evaluación. La fecha de ingreso del
26
proyecto fue previsto para enero de 2009. La tasa de descuento económica empleada fue el
costo de capital económico de 8.18%, financiamiento del 80% a una tasa del 9% y una tasa
del accionista del 15.28%.
Por el lado de la oferta del sistema, se emplearon los datos del parque generador actual, costos
de combustibles, expansión de la transmisión y otros, correspondientes a la fijación tarifaria de
mayo de 2008. Se proyectaron adicionalmente las líneas de interconexión necesarias a fin de
evitar congestiones. Por el lado de la demanda, se estimó ésta a través del modelo Perseo. Se
consideró prudente mantener un margen de reserva del sistema de alrededor del 30%, con lo
cual se considera que las unidades de reserva pueden mantenerse en el Sistema
Interconectado manteniendo una lógica económica.
Se empleó el valor estándar de 1,300 $/kw-instalado, precio similar al precio actual previsto
para la construcción de la central de Quitaraccsa de 115 MW. En el mercado del SEIN se
remunera la potencia y energía como productos separados. Para determinar los ingresos de la
central, se consideró la energía producida por la Central de San Gabán II como si fuera
entregada en la barra Santa Rosa en 220 kV, a fin de evitar la sobrevaloración de ingresos por
efecto de las congestiones en el sistema Sur. Los egresos de la central están constituidos por
los costos de operación y mantenimiento que se consideraron anualmente como un estándar de
3% del monto de inversión, pago del 1% del ingreso a los organismos reguladores, costos de
pertenecer al COES del 1% de ingresos por ventas incluyendo el pago de los servicios
complementarios, costo anual de de seguros del 1% de la inversión inicial. Adicionalmente, se
consideró el pago de un peaje similar al de la empresa San Gabán por las líneas secundarias de
generación-demanda más el peaje secundario de la misma empresa. Es necesario precisar que
para la proyección de precios spot se emplearon los precios de la barra Santa Rosa, únicamente
para aislar los efectos de la congestión en los primeros años. Sabiendo que la mayor parte del
potencial hidroeléctrico se encuentra en la sierra y alejadas del Sistema Interconectado, resulta
razonable emplear peajes similares a los de alguna central existente, en este caso San Gabán.
En relación a las variables tributarias, se emplearon las vigentes actualmente: 30% de
Impuesto a la Renta deducido el pago del 5% de utilidades a los trabajadores, depreciación
tributaria de 10 años para el equipamiento electromecánico y de 33 años para las obras civiles,
y un esquema de pago de impuesto a la Renta que incluye un escudo tributario por pérdidas de
cuatro años y pago sobre el total de la base imponible. Se consideró también el 5% de reparto
de utilidades a los trabajadores. En cuanto a las tasas de descuento, se consideró un costo de
oportunidad del 15.28% para el inversionista, y un costo de deuda del 9%. Para una relación
deuda/capital de 4, es decir tomando un 80% de deuda, la tasa de descuento económica quedó
determinada en 8.18%.
27
Con la finalidad de determinar adecuadamente los riesgos del Proyecto y dada la forma en que
se planteó la evaluación económica al determinar los flujos de caja esperados como una función
probabilística de los flujos determinados por año hidrológico; se realizaron para porcentajes de
variación discretos de la potencia contratada simulaciones en Excel del Tipo Montecarlo
empleando el programa @risk para 20,000 iteraciones.
El proyecto de una central hidroeléctrica con características similares a la descrita es viable
desde el punto de vista económico; con buenos indicadores de VAN y TIR . El modelo muestra
resultados alentadores respecto a la rentabilidad del negocio. Igualmente, analizando la
bancabilidad del proyecto se muestran resultados óptimos en este aspecto. Antes de entrar al
análisis de los resultados del modelo, es importante mencionar que el celebrar contratos de
suministro al 100% de la capacidad efectiva de una central hidroeléctrica incrementa un riesgo
de desabastecimiento a ésta; debido principalmente a que en épocas de estiaje el operador
hidroeléctrico deberá comprar a precios del mercado spot para abastecer la energía que no
podrá producir y que tiene comprometida con sus clientes. Este es el riesgo de
desabastecimiento que está alineado con la hidrología de cada año; riesgo que no es asumido
por las centrales térmicas. Por ello, es importante mencionar que las centrales hidroeléctricas
asumirán riesgos adicionales a las térmicas al generar contratos de suministro al tope de su
capacidad.
De los resultados del modelo, se concluye que ante supuestos válidos (9% de tasa de interés
de la deuda a generarse; inversión de US$ 1,300 / Kw – inversión considerada en la C.H.
Quitaracsa – entre otros) el financiamiento y/o bancabilidad de este tipo de proyectos es
posible a ciertas condiciones. Con las condiciones base del modelo (80% de deuda frente a
20% de aporte de capital y 80% de la potencia contratada) el proyecto es bancable. Bajo este
escenario base, es importante mencionar que, para que sea más atractivo a los inversionistas y
financistas un esquema de 90% de deuda y 10% de capital es recomendable y es lo practicable
por el mercado. Bajo condiciones de estabilidad de ingresos y costos en el largo plazo (para el
modelo desarrollado es de al menos 20 años que equipara al horizonte de deuda) el
financiamiento puede obtener estos porcentajes de participación por el lado de los financistas.
Para llegar a niveles de relación deuda / capital de 9 (90% deuda y 10% capital) será necesario
incrementar en al menos 5% los ingresos en el largo plazo (20 años). Por ello, las simulaciones
del modelo muestran que ante un incremento del 10% en la tarifa (respecto a la actual) el
futuro operador podrá conseguir en contratos futuros sólo el 70% de la capacidad de
generación (a una relación D/C de 9), disminuyendo y acotando el riesgo de desabastecimiento
por sobrecontratación o contratación al tope de su capacidad. Bajo los precios actuales debería
de conseguir contratos de por lo menos el 80% de su capacidad de generación con lo que
estaría asumiendo el riesgo de desabastecimiento.
28
Por otro lado, ejecutando simulaciones con incremento del 10% del precio actual, el proyecto
podría soportar un incremento de USD 200.00 por cada Kilowatt. Es decir, el proyecto sería
viable y bancable a USD 1,500 / Kw considerando una deuda del 80% y un aporte de capital del
20% y una potencia a contratar del 80% de su capacidad de generación. Mantendría el riesgo
de desabastecimiento pero haría bancable el proyecto ante un incremento del costo de
inversión por kilowatt.
Conclusiones y recomendaciones del estudio
Del análisis elaborado, es claro que el principal problema para desarrollar inversiones en
centrales hidroeléctricas en el Perú es el acceso al financiamiento; denominado a lo largo del
estudio como bancabilidad del proyecto. Para obtener este financiamiento, es necesario que el
proyecto de una nueva central pueda generar flujos de caja que soporten el pago del
mencionado financiamiento (servicio de deuda y rentabilidad de inversionistas). Estos flujos
generados por el propio proyecto deben de ser predecibles, sostenibles y, en lo posible,
estables que garanticen el retorno del financiamiento y de la inversión. La estabilidad de los
flujos estará reflejada en los ingresos y costos a lo largo del proyecto. Es por ello, que para
obtener ingresos “seguros” (estables) se requieren de precios estables en el largo plazo.
Asimismo, la estabilidad de los costos de la inversión y de los costos de operación y
mantenimiento estará dada por un adecuado manejo de los inversionistas. Los promotores de
este tipo de proyectos coinciden y afirman este enunciado, acotando que la bancabilidad del
proyecto es el punto clave para el desarrollo del mismo.
La promoción de las inversiones en centrales hidroeléctricas requieren de medidas normativas y
procedimientos que el Estado debe de adaptar a la normativa actual vigente. Dentro de las
medidas que se proponen en el presente documento destacan la creación de Licitaciones de las
concesiones, de forma similar a la desarrollada en el sistema eléctrico brasilero. Estas
licitaciones se dividirían en dos: (i) aquellas concesiones que están en posesión del Estado y (ii)
las concesiones que se encuentran en manos de promotores. Ambos esquemas de licitación de
la concesión incluyen la entrega de la concesión con estudios técnicos y ambientales
desarrollados así como permisos y autorizaciones administrativas y ambientales. Asimismo,
incluyen un contrato Take or Pay, que entregaría el Estado, para garantizar el flujo de ingresos
por un periodo de largo plazo (20 años). Este contrato Take or Pay permitirá financiar o bancar
el proyectos a través de entidades financieras; debido principalmente que el pago del servicio
de deuda estará garantizado por el contrato.
Adicionalmente, se propone un incentivo a la generación de energía limpia que producen las
centrales hidroeléctricas. Este incentivo está sustentado en el menor impacto al medio ambiente
(económico y ambiental) que producen las centrales hidráulicas frente a las térmicas; la mayor
29
inversión que deben de efectuar los proyectos hidráulicos por concepto de conexión al SEIN a
través de una línea de transmisión y por el beneficio que entregan las centrales hidroeléctricas
bajo el concepto de Generación Distribuida (confiabilidad y estabilidad al sistema en conjunto).
Estas ventajas o bondades de las generación hidráulica podrían ser “premiadas” con un
incremento en la tarifa del 5%, de acuerdo a lo explicado en el presente documento.
Por otro lado, el marco normativo actual incluye algunos procedimientos administrativos que
generan barreras en la inversión de nuevas centrales hidroeléctricas. El “destrabamiento” de
estos procesos agilizará el interés y la decisión de los inversionistas en tomar o no un proyecto
de largo plazo. Actualmente, los procesos que generan ciertas demoras son: la entrega de
permisos y licencias por parte de los gobiernos locales y/o regionales; el otorgamiento de los
Derechos de Agua por parte de la autoridad competente; la aprobación del Estudio de Impacto
Ambiental y la entrega de servidumbres. Asimismo, la intromisión de algunos actores
(comunidades campesinas, gobiernos locales, pobladores de las zonas aledañas, entre otros)
retraza y/o desincentiva el interés por el desarrollo de proyectos; quedando éstos paralizados
sin opción a retomar la ejecución de la obra.
También, los desarrolladores de proyectos de nuevas centrales hidroeléctricas perciben como
un gran riesgo en el éxito del proyecto el aspecto comercial referido a la variabilidad de los
ingresos generado por la formación de precios. Para ello, se propone que el Estado a través de
las licitaciones de concesiones entregue un contrato Take or Pay al ganador de cada concurso.
Este contrato incluirá el volumen de energía a vender, el precio de venta de la energía y el
periodo de duración del contrato, que deberá calzar con el periodo de pago del servicio de
deuda para la ejecución del proyecto.
La creación de un mercado mayorista de energía posibilitará la cobertura, a través de
instrumentos financieros, de posibles incrementos de los precios del mercado spot. La
posibilidad de contar con opciones de compra y venta de energía cubriría el riesgo mencionado,
favoreciendo a la estabilidad de los flujos del proyecto de las nuevas centrales. Experiencias
internacionales como la colombiana muestran que el mercado mayorista de energía dinamiza el
mercado eléctrico.
Por otro lado, los inversionistas de estos proyectos perciben como grandes riesgos a los
hidrológicos y constructivos que pueden originar desbalances en los flujos del proyecto. La
administración de estos riesgos es una tarea que deberán de asumir y controlar con una exitosa
estrategia y un adecuado programa de inversión.
De los resultados del modelo económico financiero, se observa que ante supuestos válidos (9%
de tasa de interés de la deuda a generarse; inversión de US$ 1,300 / Kw – inversión
30
considerada en la C.H. Quitaracsa – entre otros) el financiamiento y/o bancabilidad de este tipo
de proyectos es posible a ciertas condiciones. Con las condiciones base del modelo (80% de
deuda frente a 20% de aporte de capital y 80% de la potencia contratada) el proyecto es
bancable. Por otro lado, efectuando simulaciones con incremento del 10% del precio actual, el
proyecto podría soportar un incremento de USD 200.00 por cada Kilowatt. Es decir, el proyecto
sería viable y bancable a USD 1,500 / Kw considerando una deuda del 80% y un aporte de
capital del 20% y una potencia a contratar del 80% de su capacidad de generación. Mantendría
el riesgo de desabastecimiento pero haría bancable el proyecto ante un incremento del costo de
inversión por kilowatt.
31
1 Antecedentes
1.1 Situación actual del sector eléctrico.
El presente estudio se enmarcará dentro de la política energética del país, que en
resumen busca lo siguiente:
• Promover el uso óptimo de los recursos energéticos del país y en especial
de aquellos recursos renovables.
• Reservas probadas de hidroenergía de 5.9x106 TJ al año 2005.
• Promover el desarrollo de las fuentes de energía como: Hidroenergía,
energía térmica, geotérmica, eólica, solar y biocombustibles.
• Cambio de la matriz energética.
1.1.1 Problemática de la Generación eléctrica La oferta de generación eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SEIN)
está compuesta principalmente por las centrales de generación hidráulica,
llegando a representar más del 60% del total de oferta de generación; por este
motivo, las grandes variaciones de los precios marginales del SEIN dependen,
en gran medida, de la hidrología que se presente en cada año.
El resto de oferta de generación está compuesta por las centrales térmicas que
utilizan como combustibles el Gas Natural, Carbón, Diesel o Residual; las cuales
en base a su eficiencia y variación del costo de sus combustibles tienen costos
variables diferentes.
En los últimos años, en especial en el 2004 y 2005, se ha presentado la salida
de unidades de generación térmicas que utilizaban combustibles “caros” (diesel
o residual). Esto, debido principalmente al gran aumento de los precios de
estos combustibles que originaban que estas unidades no puedan operar. A
partir de septiembre 2004, el Gas Natural de Camisea llegó a Lima, lo que
originó que se realicen las conversiones de las centrales que utilizaban
combustibles “caros”, por combustibles más económicos, como fue el caso de
las centrales térmicas de Ventanilla y Santa Rosa.
La capacidad de generación ha crecido en promedio desde el año 2001 al año
2007 en el orden de 3,2 %, presentando su mayor crecimiento en el 2007 con
la entrada en operación de la unidad TG2 de Chilca de Enersur (175 MW) y TG1
de Kallpa (177 MW).
Por otro lado, la potencia efectiva de centrales térmicas a gas se ha
incrementado de 6% en el año 2003 a 35% al cierre del año 2007. Las
centrales hidroeléctricas han permanecido constante en cantidad de potencia
32
pero han disminuido su participación en el total, por la entrada de nuevos
operadores térmicos.
55.8%
5.3%
3.0%
35.8%
59%
5%3%
32%
60%
5%3%
32%
60%
6%3%
31%
61%
14%
3%
22%
62%
16%
3%
18%
58%
25%
3%
14%
51%
35%
3%
12%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
100.0%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Potencia Efectiva por Fuente de Energía
Hidráulico Gas Carbón Diesel + Residual
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
En la actualidad, los generadores existentes no tienen incentivo alguno para
informar los proyectos que tienen en consideración o en desarrollo,
básicamente porque este dato es considerado en la determinación de los costos
marginales para el cálculo de la tarifa, además de implicar una exposición de
información que podría considerarse estratégica desde el punto de vista
empresarial, lleva a una reducción de las tarifas vigentes que no es atractiva
para la economía de ninguna planta, actualmente en operación.
La amenaza de falta de inversiones para el mediano plazo que se percibió
durante el año 2004; en la cual, según las empresas generadoras, los precios
fijados por el Regulador, o las tasas de rentabilidad, o ambos, eran
insuficientes. Una de las principales quejas fue que la tarifa era insuficiente
para generar recursos que garantizaran las inversiones en nuevas unidades de
generación.
No obstante, dentro de los objetivos estratégicos del sector se tiene como meta
el cambio de la matriz energética del país, tal como se observa en el gráfico
siguiente:
33
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Logrando con esto un manejo óptimo y eficiente de los recursos energéticos
disponibles en el país, acordes con el respeto al medioambiente y la política
trazada por el Ministerio de Energía y Minas del Perú.
Por otro lado, se analizará cómo vincular y alinear el uso de las centrales
hidroeléctricas dentro de esta política energética nacional.El análisis de los
hechos que ocurrieron en el año 2004 evidencian que el problema del sistema
eléctrico peruano no fue de falta de capacidad sino de falta de energía
económica y de reserva fiable que dio lugar a precios muy altos de corto plazo
y con un sistema operando en condiciones inseguras.
El crecimiento de la máxima demanda ha sido del orden de 6%, lo cual ha
originado, que la reserva de generación disminuya de un 57% en el año 2001 a
un 39% en el 2007. Se puede observar que en el 2007 la máxima demanda se
ha incrementado en forma considerable respecto a los años anteriores (11%
respecto a la máxima demanda registrada en el 2006).
Situación Futura
33%
34%
33%
Petróleo Gas natural + LGN Energías renovables
Año 2007
51%
14%
35%
34
Potencia Efectiva vs Maxima Demanda
39%
57% 51%48% 39%
36%35%
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
MW
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
(%)
Reserva Potencia efectiva Total Demanda Máxima
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
1.1.2 Problemática de la Actividad de Transmisión eléctrica
Durante los últimos años, en el Perú, el desarrollo de la transmisión ha sido
muy limitado. Gran parte de la problemática se debe a la poca inversión en
líneas de transmisión; esto debido, entre otros motivos, a que el marco
regulatorio actual no es previsible ni estable en lo que corresponde a la
remuneración de los inversionistas como a los cargos que deben pagar los
usuarios de la transmisión. Desde el punto de vista de la inversión, las reglas
existentes en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) no garantizan la
recuperación total de la inversión dado que, lo que se reconoce es el sistema
económicamente adaptado que es revisado periódicamente. Asimismo, los
costos de transacción son altos para el ingreso de nuevos participantes. Desde
el punto de vista de los usuarios de la red, también se han generado problemas
debido a la incertidumbre sobre los cargos que corresponde pagar a cada uno
por el uso de la transmisión; especialmente, los cargos por el uso de los
sistemas secundarios de transmisión.
En el Perú existen diferentes tipos de remuneración para los sistemas de
transmisión; existen los contratos con Remuneración Anual Garantizada (Rep),
contratos BOOT (Isa-Perú, Transmantaro, Redesur) y aquéllas que son pagadas
de acuerdo a la normativa establecida en la LCE y su Reglamento. Las
diferencias van desde, si los montos son fijos o varían cada cierto periodo hasta
el reconocimiento total del capital sin considerar la depreciación.
Otro problema, es la concentración de la generación eléctrica en el centro del
país, principalmente en Lima, donde las generadoras se pueden abastecer de
35
gas natural. Es desde Lima de donde la energía se lleva a diferentes partes del
país a través de líneas de transmisión; las cuales cada vez disponen de menos
capacidad de transporte, debido al incremento de la demanda que están
teniendo las provincias.
Por ejemplo, la congestión de la línea Lima-Paramonga-Chimbote, ha
ocasionado que no se pueda enviar más energía “barata” de Lima al norte. La
frecuente congestión en esta línea de transmisión ha ocasionado que para
cubrir la creciente demanda del norte del país se deba “prender” equipos de
generación eléctrica a diesel en esa zona, ocasionando un incremento de precio
de la energía. Esta línea está siendo actualmente reforzada y su construcción
culminaría en mayo próximo.
Otra línea que presenta problemas de congestión es la línea de transmisión
Mantaro-Socabaya; la misma que tiene programado trabajos de reforzamiento
de la línea dentro de dos años.
Estos problemas, además de causar un efecto en los precios, ocasionarían
problemas en la calidad del servicio eléctrico, en ambas zonas, en un futuro
próximo. Además, del riesgo en la seguridad a la que se ve expuesto el sistema
por las limitaciones en el sistema de transmisión se tiene, también, las
restricciones que interfieren con el desarrollo del sistema de generación.
1.1.3 Problemática de las empresas de Distribución eléctrica
A inicios del año 2004, el inusitado incremento de la brecha entre los costos
marginales de corto plazo para la generación de electricidad y la Tarifa en
Barra fijada por el organismo regulador, desincentivó a las empresas
generadoras de electricidad a contratar potencia y energía destinadas al
mercado de usuarios regulados. Esto originó que algunas empresas
distribuidoras de electricidad efectuasen retiros físicos de potencia y energía del
SEIN para atender la demanda de sus usuarios regulados sin contar con los
respectivos contratos de suministro con las empresas generadoras. Todos estos
sucesos generaron un problema económico y financiero grave, extraordinario y
no previsto en la normatividad vigente, consistente en el rompimiento de la
cadena de pagos, haciendo peligrar la estabilidad económica del sistema
eléctrico y la continuidad del Servicio Público de Electricidad.
El incremento en los precios internacionales del petróleo, produjo el alza en los
costos marginales del SEIN, agrandando aún más la diferencia entre éstos y la
Tarifa en Barra; asimismo, el crecimiento acelerado de la demanda vegetativa
ha producido la existencia de retiros de potencia y energía del SEIN, sin
36
respaldo contractual, por parte de otras empresas distribuidoras de electricidad
públicas y privadas.
Por otro lado, el 7 de febrero de 2006, se produjo un deslizamiento de piedras
y lodo, que inundó las instalaciones de de la Central Hidroeléctrica Aricota 2 y
Aricota 1, de propiedad de EGESUR S.A., dejándola totalmente fuera de
servicio; a causa de la gravedad de los daños EGESUR quedó desprovista de la
capacidad de producir energía para atender sus compromisos de suministro de
potencia y energía con empresas distribuidoras destinados a usuarios
regulados, resolviendo el contrato celebrado con ELECTROSUR S.A.
Con la Ley Nº 28832 se dispone que las empresas distribuidoras podrán
convocar licitaciones a las demandas actuales y futuras, pero no contemplan la
solución respecto de la potencia y energía retirada, en el pasado, sin respaldo
contractual por las empresas distribuidoras. En la actualidad, las últimas
licitaciones no han tenido el éxito esperado; ninguna ha llegado a cubrir el
100% de la energía requerida y las dos últimas fueron declaradas desiertas.
Año Licitación Convocatoria CubiertoEnergia Adjudicado
Fijo + Variable
(GWh)
Energia No Adjudicado
Fijo + Variable
(GWh)Distriluz – Electrosur 1 99% 7,223 58
Luz del Sur – Electro Sur Medio 1 70% 14,385 6,076
1 58% 9,019
2 16% 2,506
4 20% 3,034
Luz del Sur – Electro Sur Medio -
Edecañete
1 70%8,477 3,702
COELVISAC 1 0% 430
Distriluz - Electrosur - Electropuno -
Electrosureste - SEAL
1 0%11,875
2006
Edelnor – Luz del Sur871
2007
Fuente: Osinergmin
2 Inversiones en Centrales Hidroeléctricas
Antes de enumerar la inversiones que se vienen realizando por el sector público y privado,
conviene pasar revista al potencial hidroeléctrico peruano. De acuerdo al estudio sobre el
potencial hidroeléctrico en el Perú hecho por la GTZ en 1979, la masa anual de agua en el
territorio peruano es de 2,044Km3 por año, con un caudal promedio de 64,800m3 por año.
Asimismo, el recurso hídrico nacional se encuentra en la vertiente del atlántico que totaliza
el 97.8%, mientras la vertiente del pacífico y el Lago Titicaca sólo representan el 2.2% del
potencial hidroeléctrico nacional.
El presente trabajo buscará incorporar la información vertida en el estudio mencionado para
enfatizar el potencial hídrico que puede ser utilizado en el Perú y así destacar las posibles
motivaciones para la ejecución de proyectos de centrales hidroeléctricas. Asimismo, se
analizarán los costos de las centrales hidroeléctricas respecto a las de gas natural,
determinando que tan competitivos son estos costos.
37
Vertiente Área (Km2)Longitud de Ríos
(Km)Potencial Teórico
Lineal (MW)Potencial Específico
(MW/Km)Pacífico 229,060 19,267 29,257 1.52 Lago Titicaca 45,953 4,023 564 0.14 Atlántico 1,023,268 58,065 176,287 3.04 Total 1,298,281 81,355 206,108 2.53
Fuente: http//www.minem.gob.pe/archivos/dge/publicaciones/PotencialHidroelectrico/PotencialHidroelectrico.html
VertienteMasa anual
(Km3/año)Caudal (m3/seg)
Potencial Teórico Lineal (MW)
Pacífico 35 1,098 1.7%Atlántico 1,999 63,379 97.8%Lago Titicaca 10 323 0.5%Total 2,044 64,800 100%Fuente: GTZ
2.1 Por iniciativa del Sector Privado
2.1.1 Marco Legal
Concesiones y Autorizaciones
La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), Decreto Ley Nº 25844, establece el
principio de desintegración vertical de la industria eléctrica, en virtud del cual
las actividades de generación y/o de transmisión y/o de distribución no podrán
efectuarse por un mismo titular o por quien ejerza directa o indirectamente el
control de éste, salvo lo dispuesto en la misma LCE. Adicionalmente, la LCE
dispone que para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de energía eléctrica se requiere un título
habilitante otorgado por el Ministerio de Energía y Minas, que puede ser el de
concesión15 o el de autorización16. En particular, para el desarrollo de la
actividad de generación de energía eléctrica con recursos hidráulicos se
requiere de una concesión cuando la potencia instalada sea superior a 500 KW.
15 Artículo 3 de la LCE: Se requiere concesión para el desarrollo de cada una de las siguientes actividades: a) La generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos y geotérmicos, cuando la potencia instalada sea superior a 10 MW; b) La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte de éste; c) La distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad, cuando la demanda supere los 500 W.
16 Artículos 4° y 6° de la LCE: Artículo 4: Se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación termoeléctrica y la generación hidroeléctrica y geotérmica que no requiere concesión, cuando la potencia instalada sea superior 500 Kw. Artículo 6: Las concesiones y autorizaciones serán otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas, que establecerá para tal efecto un Registro de Concesiones Eléctricas.
38
La concesión puede ser temporal o definitiva. La concesión temporal permite
utilizar bienes de uso público y el derecho de obtener la imposición de
servidumbres para realizar estudios de factibilidad relacionados con las
actividades de generación y transmisión; específicamente, la de realizar
estudios de centrales de generación, subestaciones y líneas de transmisión,
cumpliendo un cronograma de estudios. Asimismo, la concesión definitiva
permite utilizar bienes de uso público y el derecho de obtener la imposición de
servidumbres para la construcción y operación de centrales de generación y
obras conexas, subestaciones y líneas de transmisión así como también de
redes y subestaciones de distribución para Servicio Público de Electricidad.
La Dirección de Concesiones Eléctricas del Ministerio de Energía y Minas (MEM)
debe resolver la solicitud de otorgamiento de concesión definitiva en el plazo de
sesenta días hábiles y en ausencia de pronunciamiento dentro del plazo aplica
el silencio administrativo positivo, es decir, la solicitud se entiende aprobada.
Este plazo suele ser respectado si los documentos requeridos se encuentran
conforme.
Entrada al COES
La LCE dispone que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) debe
contar con un Comité de Operación Económica del Sistema (COES). La
regulación del COES ha sido modificada recientemente, con la promulgación de
la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica (en adelante referida como LDEG). La LDEG establece que el COES
estará integrado por las empresas de generación, transmisión, distribución y los
Usuarios Libres. El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con
personería de Derecho Publico, cuya finalidad es coordinar la operación de
corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo preservando la
seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
Asimismo, debe planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar
el Mercado de Corto Plazo.17.
Una de las principales funciones administrativas del COES consiste en
programar una escala de generación de electricidad de acuerdo a los costos y
17 En atención a las funciones que debe desempeñar, se ha determinado la estructura orgánica del COES, la misma que se encuentra compuesta por tres órganos: la Asamblea, el Directorio y la Dirección Ejecutiva. La Asamblea es el órgano supremo del COES y se encuentra integrada por los generadores, transmisores, distribuidores y Usuarios Libres del SEIN, agrupados en cuatro (4) subcomités. El Directorio es el ente responsable del cumplimiento de las funciones señaladas en el numeral 2.2 precedente, se encuentra integrado por cinco (5) miembros de los cuales cuatro (4) representan a cada uno de los subcomités a los que hace alusión el párrafo anterior y uno es escogido por la Asamblea. Los Directores no se encuentran sujetos a mandato imperativo ni subordinación jerárquica. Por el contrario, los directores deben desempeñar una actuación independiente, imparcial y técnica. Por último, la Dirección Ejecutiva está constituida por la Dirección de Operaciones y la Dirección de Planificación de Transmisión. El Director Ejecutivo es seleccionado por el Directorio y solo puede ser removido por éste en caso de incapacidad o falta grave, debidamente comprobada y fundamentada, con el voto de al menos cuatro (4) Directores.
39
al rendimiento de cada una de las centrales de generación integrantes del
SEIN, de forma tal que el costo de operación en conjunto de todas las centrales
sea el menor posible. En otras palabras, el COES determina y ordena a los
generadores la cantidad y la oportunidad en la que deben generar energía,
estableciendo un precio por ésta que es igual al costo marginal de corto plazo.
Esta función del COES se ve reflejada en la obligación de los generadores de
despachar energía eléctrica al sistema en el momento en que el COES lo
indique, obedeciendo a la programación elaborada por éste para optimizar el
despacho de energía. De este modo, se garantiza que la energía con la que se
abastece el SEIN es generada al menor costo posible a cada momento.
Con tal objetivo, el COES organiza el despacho de las unidades de generación a
sus costos variables de generación, poniendo en primer orden de entrada a
despacho a las centrales hidroeléctricas, pues el costo del agua es muy cercano
a cero; y en orden subsiguiente a las centrales térmicas, según se vayan
incrementando sus costos de generación en correspondencia con el costo del
combustible empleado. Siguiendo ese criterio de eficiencia, el COES establece
un orden de prioridad para la entrada a despacho de las centrales de
generación más económicas, y a medida que la demanda se va incrementando
ingresan otras generadoras, según vayan aumentando también sus costos. De
esta manera, en las horas de menor demanda bastará que se encuentren
operando las unidades de generación de menores costos de producción,
mientras que en las horas de mayor demanda se requerirá el despacho de
unidades cuyos costos sean mayores, salvo que, por distintas razones, resulte
económicamente más conveniente organizar el despacho de energía de una
manera diferente.
El ingreso de unidades de generación, líneas y subestaciones de transmisión al
COES está regulado en el Procedimiento Técnico Nº 21 de dicho organismo, el
mismo que tiene por objetivo verificar el cumplimiento de requisitos para la
conexión y operación de nuevas unidades de generación, líneas y
subestaciones de transmisión a integrarse al Sistema Interconectado Nacional
(SINAC) y en casos que ameriten, determinar su ingreso a la operación
comercial en el COES.
Para la incorporación de nuevas unidades de generación al COES, el titular de
la empresa presentará una solicitud al Presidente del Directorio del COES, con
una anticipación mínima de treinta días a la fecha esperada de su
incorporación. La solicitud debe ir acompañada de una serie de documentos,18
18 Procedimiento Técnico Nº 20, Verificación del cumplimiento de los requisitos para ser integrante del COES.
7.1. Incorporación de un nuevo integrante o nuevas unidades de generación y/o instalaciones del Sistema Principal de Transmisión.
40
los mismos que son objeto de verificación y en caso de incumplimiento, los
titulares de las centrales serán pasibles de una sanción. Una vez cumplidos los
requisitos exigidos, el COES procederá de la manera siguiente:
• La Dirección de Operaciones del COES (DOCOES), verificará el
cumplimiento de las pruebas solicitadas conforme al Procedimiento Técnico
N° 19 (Pruebas de Unidades de Generación).
• Según los resultados obtenidos, la DOCOES comunicará su conformidad o
no con los resultados a más tardar tres días luego de presentada la
información respectiva. Si hubiera alguna observación, ésta deberá ser
comunicada en el plazo indicado.
• Evaluado el levantamiento de las observaciones, la Dirección de Proyección
y Planeamiento (DPP) comunicará a la DOCOES el informe final del
resultado de las pruebas, de ser el caso recomendando la aprobación de la
operación comercial.
Culminado el procedimiento antes señalado, la DOCOES en un plazo de tres
días útiles y mediante carta comunicará la fecha de integración al SINAC de la
nueva unidad de generación y de ser el caso la fecha de inicio de la operación
comercial, indicando en caso de ser generador la potencia efectiva y
rendimiento obtenidos de las pruebas efectuadas, los que se utilizarán para
todos los efectos en el COES.
Finalmente, cabe agregar que la modificación de la estructura y conformación
del COES, introducida por la LDEG, que ha agregado como nuevos integrantes
a las distribuidores y los usuarios libres19, ha buscado incrementar el tipo y
número de agentes que conforman el COES para darle mayor independencia y
transparencia a sus decisiones; lo cual, en parte, se debe a la aparente
7.1.1. Resolución Suprema de Concesión Definitiva de Generación y/o Transmisión o Resolución Ministerial de
Autorización correspondiente para el caso de entidades de generación termoeléctrica, y Resolución Ministerial de definición de instalaciones como parte del Sistema Principal de Transmisión, para entidades de transmisión.
7.1.2. Información indicada en la Ficha de Registro, que se acompaña como anexo A. 7.1.3. Información indicada en la Ficha Técnica o Ficha de Proyecto que se acompañan como anexo B, según
corresponda. 7.1.4. Estudio de operatividad del sistema correspondiente de acuerdo a los requerimientos del COES, según
se detalla en el anexo C. 7.1.5. Documento que acredite la conformidad con el uso de instalaciones del Sistema de Transmisión
Secundaria de propiedad de terceros, según sea el caso, conforme se detalla en el anexo C. 7.1.6. Informe de disponibilidad de Sistemas de Medición y Registro, conforme a los requerimientos del COES,
según se detalla en el anexo C. 7.1.7. Acuerdo con entidades generadoras integrantes del COES respecto a barras de transferencia, cuando no
se conecte directamente al Sistema Principal de Transmisión, conforme se detalla en el anexo C. 7.1.8. Informe de disponibilidad de los medios de comunicación para coordinaciones operativas con el COES,
según se detalla en el anexo C.
19 Artículos 12 y siguientes de la LDEG. La nueva conformación del COES aún no se ha llevado a la práctica debido a que hasta la fecha no se ha dictado el reglamento correspondiente para tales efectos.
41
desconfianza de que al interior del COES puedan llegarse a adoptar decisiones
que creen barreras de acceso para nuevos integrantes.20
2.1.2 Inversiones
Antes de la promulgación de la Ley de Promoción de la Inversión Privada (año
1992) se ejecutaron las siguientes Centrales Hidroeléctricas que se encuentran
actualmente en operación:
Inversión Construcción Item Central
Hidroeléctrica
Ubicación Potencia
MW Mio $ $/KW Plazo
años
Tipo
Turbina
Puesta en
Operació
n
Estado Actual
01 Callahuanca Lima 71 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1958 En operación
02 Matucana Lima 120 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1971 En operación
03 Huampani Lima 31 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1962 En operación
04 Huinco Lima 262 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1965 En operación
05 Moyopampa Lima 63 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1951 En operación
06 Cañón del Pato I Ancash 50 Sin Dato Sin Dato 10 1948 En operación
07 Cañón del Pato II Ancash 100 Sin Dato Sin Dato 3 1966 En operación
08 Macchu Picchu Cusco 40 Sin Dato Sin Dato 5 Francis 1964 En operación
09 Aricota 1 Tacna 12 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1966 En operación
10 Aricota 2 Tacna 23.5 Sin Dato Sin Dato Sin Dato Pelton 1967 En operación
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
Posterior a la promulgación de la Ley de Promoción de la Inversión Privada se
invirtió en las siguientes Centrales Hidroeléctricas, actualmente en operación:
Inversión Construcción Item Central
Hidroeléctrica
Ubicación Potencia
MW Mio $ $/KW Plazo
años
Turbina
Puesta en
Operación
Estado Actual
01 Chimay Junín 151 140 927 2.2 Francis 2000 En operación
02 Yanango Junín 42 51 1,214 2.25 Pelton 2000 En operación
03 Huanchor Lima 16.2 15 915 2.5 Francis 2002 En operación
04 Poechos Piura 15.4 14.2 922 3 Kaplan 2004 En operación
05 Gallito Ciego Cajamarca 34 550 4070 3 Francis 1997 En operación
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
20 La Comisión encargada de proponer la reforma de la regulación del sector eléctrico peruano para fomentar la generación eficiente de electricidad afirmó lo siguiente para sustentar esta nueva conformación: “El COES debe permitir el libre flujo de la información disponible sobre la operación del sistema entre todos los interesados en participar en el mercado. Debe, asimismo, operar el mercado de corto plazo. Para tal fin, la gobernabilidad del COES actual debe modificarse para lograr una institución independiente de los intereses de cualquier agente particular. Esta independencia permitirá también reducir las barreras de ingreso a nuevos participantes, lo cual redundará en beneficio de la competencia”. Ver: OSINERGMIN, Libro Blanco: Proyecto de Ley…, Op. Cit., capítulo 2, p. 42.
42
2.2 Por iniciativa del Estado
2.2.1 Marco Legal
Adicionalmente al marco legal general antes señalado, en el caso de proyectos
de inversión en Centrales Hidroeléctricas por parte del Estado, se aplica un
conjunto de normas especiales, puesto que dichos proyectos califican como
proyectos de inversión pública sujetos al Sistema Nacional de Inversión Pública
– SNIP –.
Al respecto, de conformidad con la Ley del Sistema Nacional de Inversión
Pública, Ley Nº 27293, su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 102-
2007-EF, y sus respectivas normas modificatorias y complementarias, en
términos generales, todas las entidades y empresas del sector público no
financiero21 de los tres niveles de gobierno (gobierno nacional, gobiernos
regionales y gobiernos locales22), que pretenden realizar proyectos de inversión
pública23; utilizando, ya sea de forma parcial o total, recursos públicos,24 antes
de la realización de inversión alguna, deben procurar la declaratoria de
viabilidad del correspondiente proyecto así como la respectiva autorización para
la ejecución de éste, ante la autoridad que corresponda según el nivel de
gobierno al cual se encuentre adscrita la entidad o empresa estatal formuladora
y ejecutora del proyecto, siguiendo el procedimiento regulado para el efecto
por las normas antes referidas.25
21 Se entiende que no son entidades y/o empresas del sector público no financiero, COFIDE, el Banco Central de Reserva y el Banco de la Nación. 22 Las normas del SNIP sólo son aplicables a los gobiernos locales incorporados a dicho sistema. Actualmente se encuentra vigente la Resolución Directoral Nº 005-2007-EF/68.01, disposición que contiene un listado de aquellos gobiernos locales que han sido incorporados al SNIP. 23 Constituye proyecto de inversión pública toda intervención limitada en el tiempo que utiliza parcial o totalmente recursos públicos, con el fin de crear, ampliar, mejorar, o recuperar la capacidad productora o de provisión de bienes o servicios, cuyos beneficios se generen durante la vida útil del proyecto y éstos sean independientes de los de otros proyectos. No constituye un proyecto de inversión pública la intervención que constituye gasto de operación y mantenimiento, ni tampoco aquella reposición de activos que: (i) se realice en el marco de las inversiones programadas de un proyecto declarado viable; (ii) éste asociada a la operatividad de las instalaciones físicas para el funcionamiento de la entidad; o (iii) no implique ampliación de capacidad para la provisión de servicios. 24 Son recursos públicos todos los recursos financieros y no financieros de propiedad del Estado o que administran las entidades del sector público. Los recursos financieros comprenden todas las fuentes de financiamiento, incluyendo recursos provenientes de cooperación técnica no reembolsable (donaciones y transferencias), así como todos los que puedan ser recaudados, captados o incorporados por las entidades sujetas a las normas del Sistema Nacional de Inversión Pública. 25 Las Oficinas de Programación e Inversiones (OPI) de los sectores, gobiernos regionales o gobiernos locales, según corresponda, son las encargadas de declarar la viabiliadd de todo proyecto de inversión pública, de acuerdo al proceso que para tal efecto se encuentra regulado. Los titulares o las máximas autoridades de los sectores, gobiernos regionales o gobiernos locales, según corresponda, son las encargadas de autorizar los expediente técnicos o estudios definitivos de los proyectos declarados viables y la ejecución de los mismos. Sin embargo, corresponde exclusivamente al Ministerio de Economía y Finanzas, a través de su Dirección de Programación Multianual, la declaración de viabilidad así como el seguimiento de todo proyecto de inversión pública cuya fuente de financiamiento sea mediante operaciones de endeudamiento u otra que conlleve el aval o garantía del Estado, tomando en consideración la normatividad de endeudamiento público aplicable (Ley Nº 28563 y normas modificatorias y complementarias). El incumplimiento de ello se encuentra sujeto a las acciones de control de la Contraloría General de la República.
43
El mencionado procedimiento supone las siguientes etapas: (i) fase de
preinversión; (ii) declaración de viabilidad; (iii) fase de inversión; y (iv) fase de
post inversión: de seguimiento y control.
• Fase de preinversión: La fase de preinversión supone la elaboración del
perfil, el estudio de prefactibilidad y el estudio de factibilidad del proyecto.26
La unidad formuladora del proyecto de inversión de la entidad o empresa
estatal respectiva, debe elaborar el perfil de su proyecto de inversión
pública,27 registrar el mismo en el Banco de Proyectos para su evaluación,
y poner a disposición de la Oficina de Programación e Inversiones (OPI) del
sector, gobierno regional o gobierno local respectivo, según corresponda, el
perfil y la respectiva ficha de registro. Después de realizada la evaluación
del perfil por parte de la OPI correspondiente, ésta deberá emitir un
informe técnico y registrar el resultado de su evaluación28 en el Banco de
Proyectos.
De recomendarse la declaratoria de viabilidad del proyecto de inversión
pública, en base a la evaluación practicada del perfil, se suscribe la
documentación pertinente; concluyendo, así, la etapa de preinversión. Sin
embargo, si como producto de la evaluación del perfil se considera
necesaria la realización de subsanaciones o de estudios adicionales, la fase
de preinversión continúa. Al igual que en la etapa de evaluación del perfil,
las etapas de estudios de prefactibilidad y de factibilidad pueden tener
como resultado: (i) el rechazo del proyecto; (ii) su observación (con
posibilidad de subsanación); (iii) su aprobación y el requerimiento de
estudios adicionales (ello sólo para el caso de los estudios de
prefactibilidad, dado que después de los estudios de factibilidad no existe
26 En cada uno de los estudios de preinversión se busca mejorar la calidad de la información proveniente del estudio anterior para reducir el riesgo en la decisión de inversión. Sin embargo, a pesar que la evaluación del perfil es obligatoria, dependiendo de las características o complejidad del proyecto de inversión pública, puede eximirse éste de las evaluaciones de prefactibilidad y factibilidad para su declaración de viabilidad. 27 Todo estudio de preinversión debe elaborarse sobre la base de los contenidos mínimos para estudios de preinversión y según los parámetros y normas técnicas para formulación, así como los parámetros de evaluación. Actualmente, los niveles mínimos de estudios de preinversión que requiere un proyecto de inversión pública para su declaratoria de viabilidad, están regulados por la Resolución Directoral Nº 001-2008-EF/68.01. Asimismo, todas las proyecciones macroeconómicas que se utilicen en los estudios de preinversión deben ser consistentes con el Marco Macroeconómico Anual vigente en el momento que se realiza el estudio. A fin de evitar la duplicidad de proyectos, la unidad formuladora del proyecto perteneciente a la entidad o empresa estatal correspondiente, antes de la formulación del perfil respectivo, debe verificar que en el respectivo Banco de Proyectos no exista un proyecto de inversión con los mismos objetivos, beneficiarios, localización geográfica y componente del que se pretende formular. 28 La evaluación de perfil puede tener como resultado: (i) su rechazo; (ii) su observación (con posibilidad de subsanación); (iii) su aprobación y el requerimiento de estudios adicionales (y por consiguiente el pase los estudios de prefactibilidad, por ejemplo); y (iv) su aprobación y la declaración de la viabilidad del proyecto de inversión pública.
44
otra etapa de evaluación); y (iv) la aprobación y declaración de viabilidad
del proyecto de inversión pública.
La emisión de los Informes Técnicos, ya sea correspondientes a la
evaluación del perfil, o a la evaluación de los estudios de prefactibilidad o
factibilidad (estudios adicionales), debe darse entre los veinte y cuarenta
días hábiles de recibida la documentación correspondiente, salvo para el
caso de proyectos de inversión pública menores29 en el cual el plazo para el
efecto es de cinco días hábiles.30
• Fase de viabilidad: Antes de que se pase a la fase de inversión, debe
declararse la viabilidad del proyecto por la autoridad competente para
realizar ello. Declarada la viabilidad del proyecto de inversión pública (por
haber cumplido con los requisitos técnicos y legales respectivos), según
determinados estándares y parámetros para la elaboración de los estudios
definitivos y para la ejecución del proyecto, no es admisible en momento
posterior la exigencia de estándares o parámetros distintos.
• Fase de inversión: Esta fase comprende la elaboración del estudio
definitivo o expediente técnico detallado, así como la ejecución del
proyecto, y concluye cuando el proyecto ha sido totalmente ejecutado, y la
unidad ejecutora de la entidad o empresa estatal correspondiente, ha
elaborado y transferido a su OPI institucional, el informe sobre el cierre del
mismo.
Los estudios definitivos deben ceñirse a los estándares y parámetros, así
como al cronograma que fuera considerado para la declaración de
viabilidad del proyecto de inversión pública respectivo. De hecho, la
ejecución del proyecto sólo podrá iniciarse siempre que el estudio definitivo
no hubiese presentado variaciones que pudiesen alterar la viabilidad del
proyecto, o si se presentasen, la OPI correspondiente, hubiese verificado la
viabiliad del proyecto no obstante ello31.
29 Son aquellas intervenciones que tiene un monto de inversión, a precio de mercado, igual o menor a S/. 300,000.00. 30 Ver artículo 19º de la Directiva Nº 004.2007-EF/68.01, aprobada por Resolución Directoral Nº 009-2007-EF/68.01, debidamente modificada por Resolución Directoral Nº 010-2007-EF/68.01 y Resolución Directoral Nº 014-2007-EF/68.01 31 En la medida que durante la fase de inversión puedan excepcionalmente verificarse cambios en las condiciones o parámetros que sustentaron la declaración de viabilidad, debe informarse de ello a la autoridad que otorgó la misma, para su respectiva evaluación del caso. Sólo se verificará la viabilidad de un proyecto de inversión cuando las modificaciones producidas tengan que ver con: (i) el monto de la inversión; (ii) las metas físicas del proyecto; (iii) las alternativas técnicas; (iv) los componentes del proyecto; (v) las modificaciones en los arreglos institucionales previstos; y (vi) el plazo de ejecución del proyecto. Sin embargo, si las variaciones de las metas, componente o algún otro factor es de tal magnitud que produce variaciones en el objetivo del proyecto de inversión pública, no es procedente la verificación de viabilidad, por lo que el proyecto deberá ser evaluado como uno nuevo (desde el inicio a nivel perfil).
45
• Fase de post inversión: La fase de post inversión comprende los
procesos de operación y mantenimiento, así como los procesos de control y
evaluación del proyecto ejecutado. Mientras los procesos de operación y
mantenimiento tienen como objetivo la ejecución de las actividades,
operaciones y procesos necesarios para la producción de acuerdo a lo
previsto en el estudio que sustentó la viabilidad del proyecto, los procesos
de control y evaluación tienen como objetivo determinar sistemática y
objetivamente la eficiencia, eficacia e impacto de las acciones desarrolladas
para lograr los objetivos del proyecto.
En la medida que una determinada inversión estatal en una central
hidroeléctrica califique como proyecto de inversión pública en los términos del
SNIP, para la realización de la referida inversión deben observarse las
disposiciones y procedimientos establecidos en las normas antes referidas.
Finalmente, corresponde señalar que las entidades y empresas estatales que
pretenden ejecutar proyectos de inversión pública deben atender también a
otras disposiciones en materia de disposición de fondos públicos en la medida
que: (i) un proyecto de inversión pública implica el destino de recursos del
Estado a un propósito especial, así como la contratación de bienes, servicios y
obras por parte de la entidad o empresa estatal formuladora y ejecutadora del
proyecto de inversión propuesto; y (ii) el accionar de todas las entidades y
empresas estatales para destinar recursos, así como para la contratación de
bienes, servicios y obras se encuentra regulado.
Dentro de esas otras disposiciones se encuentra la Ley de Contrataciones y
Adquisiciones del Estado, sus normas reglamentarias, complementarias y
modificatorias, la Ley del Presupuesto para el Sector Público para el Año Fiscal
2008, y los Planes Anuales de Adquisiciones y Contrataciones de cada entidad y
empresa estatal. Inclusive, para el caso específico de las empresas del Estado
que se encuentran bajo el ámbito del FONAFE, es necesario contemplar las
disposiciones sobre el particular, como lo es, por ejemplo, la Directiva de
Gestión y Proceso Presupuestario de las Empresas bajo el ámbito de FONAFE.
2.2.2 Inversiones Antes de la promulgación de la Ley de Promoción de la Inversión Privada, el
Estado participó en las siguientes inversiones en Centrales Hidroeléctricas:
46
Inversión Construcción Item Central
Hidroeléctrica
Ubicación Potencia
MW Mio $ $/KW Plazo
años
Tipo
Turbina
Puesta en
Operación
Estado Actual
01 Mantaro-Etapa 1 Huancavelica 342 6 Pelton 1973 En operación
02 Mantaro-Etapa 2 Huancavelica 456 6 Pelton 1979 En operación
03 Restitución Huancavelica 210
1628
1,822
5 Pelton 1985 En operación
04 Charcani V Arequipa 135 550 4070 Pelton 1988 En operación
05 Carhuaquero Lambayeque 95 335 2680 10 Pelton 1990 En operación
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
Después de la promulgación de la Ley de Promoción de la Inversión Privada, el
Estado participó en las siguientes inversiones en Centrales Hidroeléctricas:
Inversión Construcción Item Central
Hidroeléctrica
Ubicación Potencia
MW Mio $ $/KW Plazo
años
Turbina
Puesta en
Operación
Estado Actual
01 San Gabán II Ancash 110 155 1,409 5 Pelton 1999 En operación
02 Yuncan Pasco 130 321 2,469 8 Pelton 2005 En operación
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.3 Plan de inversiones en Centrales Hidroeléctricas
2.3.1 Inversiones previstas a realizar por el Estado
El Estado a través de sus empresas de generación está realizando estudios de
los siguientes proyectos hidroeléctricos:
Item Central Hidroeléctrica Ubicación Potencia
MW
01 Santa Teresa Cusco 108.8
02 San Gabán III Puno Por determinar
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.3.2 Inversiones previstas a realizar por iniciativa privada
Los siguientes proyectos tienen concesión definitiva y las empresas tienen la
obligación de cumplir con la fecha de puesta en operación que tienen
comprometido en su contrato de concesión:
47
Inversión Concesión Item Central
Hidroeléctrica
Ubicación Potencia
MW Mio $ $/KW Plazo
años
Solicito
Ampliar
plazo
Puesta en
Operación
Estado Actual
01 Centauro I y III Ancash 25 3 1,200 9 SI 2011 Poco avance
02 Cheves Lima 158.6 160.4 1,011 10 SI 2011 No inicia obra
03 El Platanal Lima 220 200 909 9 SI 2010 En construcción
04 Huanza Lima 86 56.2 653 9 SI 2010 No inicia obra
05 La Virgen Junín 64 54.9 858 6 SI 2011 No inicia obra
06 Marañón Huanuco 96 78 813 10 SI 2011 No inicia obra
07 Morro de Arica Lima 50 128 2,560 7 SI 2008 No inicia obra
08 Pías 1 La Libertad 11 13.4 1,218 11 SI 2012 No inicia obra
09 Poechos II Piura 10 9 900 8 2009 No inicia obra
10 Pucará Cuzco 130 136.4 1,049 7 SI 2010 No inicia obra
11 Quitaracsa I Ancash 112 108.65 970 9 SI 2011 No inicia obra
12 San Gabán I Puno 120 132.2 1,101 5 SI 2009 No inicia obra
13 Santa Rita Ancash 173.51 134.1 773 2.5 SI 2008 No inicia obra
14 Tarucani Arequipa 49 46.9 957 8 SI 2009 No inicia obra
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.4 Clasificación de Centrales Hidroeléctricas por tamaño
2.4.1 Ejecutadas
2.4.1.1 Grandes
Para el presente estudio se ha considerado como una central
hidroeléctrica grande a aquéllas que poseen una potencia instalada
mayor a 50 Mw.
A continuación se listan las centrales hidroeléctricas en operación:
Item Central Hidroeléctrica Ubicación
Potencia Instalada (MW)
Titular de la Concesión Resoluciòn Suprema
Fecha de Expedición
1
MANTARO (SANTIAGO ANTUNEZ
DE MAYOLO) HUANCAVELICA 798.00 ELECTROPERU S.A. 050-2007-EM (27.11.2007)
2 HUINCO LIMA 258.40 EDEGEL S.A.A. 047-94-EM (26.08.1994)
3 CAÑON DEL PATO ANCASH 256.55 DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. 014-2006-EM (23.02.2006)
4 RESTITUCION HUANCAVELICA 210.40 ELECTROPERU S.A. 059-94-EM (04.10.1994)
5 CHIMAY JUNÍN 149.00 EDEGEL S.A.A. 070-2001-EM (17.04.2001)
6 CHARCANI V AREQUIPA 135.00 EGASA 039-95-EM (01.06.1995)
7 YUNCAN PASCO 130.00 ENERSUR S.A. 059-2005-EM (12.10.2005)
8 MATUCANA LIMA 120.00 EDEGEL S.A.A. 050-94-EM (04.09.1994)
9 SAN GABÁN II PUNO 110.00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA SAN GABAN S.A. 045-2003-EM (12.12.2003)
10 YAUPI JUNIN y PASCO 108.00 ELECTROANDES S.A. 027-2006-EM (2006.05.27)
11 MACHUPICCHU CUSCO 107.20 EGEM S.A. 076-94-EM (08.11.1994)
48
12 CARHUAQUERO CAJAMARCA 95.00 DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. 150-2001-EM (31.08.2001)
13 CALLAHUANCA LIMA 67.55 EDEGEL S.A.A. 051-94-EM (05.09.1994)
14 MOYOPAMPA LIMA 63.00 EDEGEL S.A.A. 046-94-EM (26.08.1994)
15 MALPASO JUNIN y PASCO 54.40 ELECTROANDES S.A. 026-2006-EM (2006.05.27) Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.4.1.2 Medianas
Para el presente estudio se han considerado como centrales
hidroeléctricas medianas a aquéllas que poseen una potencia instalada
mayor a 10 Mw y menor a 50Mw.
A continuación se listan las centrales hidroeléctricas en operación:
Item Central Hidroeléctrica Ubicación Potencia Instalada (MW) Titular de la Concesión
Resoluciòn Suprema
Fecha de Expedición
1 YANANGO JUNÍN 40.50 EDEGEL S.A.A. 035-98-EM (08.04.1998)
2 CAHUA LIMA y ANCASH 39.60 CAHUA S.A. 156-2001-EM (14.09.2001)
3 GALLITO CIEGO CAJAMARCA 34.00 CAHUA S.A. 009-2006-EM (21.01.2006)
4 HUAMPANI LIMA 31.36 EDEGEL S.A.A. 049-94-EM (03.09.1994)
5 ARICOTA I TACNA 23.80 EGESUR S.A. 092-95-EM (28.11.1995)
6 HUANCHOR LIMA 16.20 SOCIEDAD MINERA CORONA S.A. 163-2001-EM (25.10.2001)
7 POECHOS I PIURA 15.40
SINDICATO ENERGÉTICO S.A. –SINERSA 040-2002-EM (17.10.2002)
8 CHARCANI IV AREQUIPA 14.40 EGASA 033-95-EM (08.05.1995)
9 CURUMUY PIURA 12.00 SINERSA 160-97-EM (08.01.1998)
10 PACHACHACA JUNIN 12.00 ELECTROANDES S.A.(3) 041-2003-EM (05.12.2003)
11 ARICOTA II TACNA 11.90 EGESUR S.A. 004-96-EM (26.01.1996) Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.4.1.3 Pequeñas
Para el presente estudio se han considerado como centrales
hidroeléctricas pequeñas a aquéllas que poseen una potencia instalada
menor a 10 Mw.
A continuación se listan las centrales hidroeléctricas en operación:
Item Central Ubicación
Potencia Instalada (MW)
Titular de la Autorización
Resolución Ministerial
Fecha de Expedición
1 CENTAURO Ancash 9.900
CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. (CORMIPESA)
495-2000-EM/VME 26.12.2000
2 LA OROYA Junín 9.000 ELECTROANDES S.A. 643-2003-MEM/DM 02.12.2003
3 RUMIPUNCO 1 Y BOTIFLACA 2 Moquegua 9.000
SOUTHERN PERU COPPER CORPORATION
055-94-EM/DGE 08.02.1994
4 CHARCANI VI Arequipa 8.960
EMPRESA DE GEN. ELECT. DE AREQUIPA S.A. -
070-95-EM/DGE 06.03.1995
5 RAURA II LIma 8.000 COMPAÑÍA MINERA RAURA SA.
016-96-EM/VME 15.01.1996
49
6 VIRÚ La Libertad 7.680
PROY. ESP. CHAVIMOCHIC – INADE
315-94-EM/DGE 05.07.1994
7 GERA San Martín 6.000 ELECTRO ORIENTE S.A.
151-97-EM/DGE 21.04.1997
8 CARPAPATA II Junín 5.920 CEMENTO ANDINO S.A.
378-93-EM/DGE 31.12.1993
9 EL MUYO Amazonas 5.670 ELECTRO ORIENTE S.A.
490-2000-EM/VME 13.12.2000
10 CARPAPATA I Junín 5.430 CEMENTO ANDINO S.A.
376-93-EM/DGE 31.12.1993
11 CHAPRÍN Pasco 5.400 COMPAÑÍA MINERA ATACOCHA S.A.A.
313-94-EM/DGE 05.07.1994
12 MONOBAMBA II Junín 5.330 EMPRESA MINERA YAULIYACU S.A.
408-2003-MEM/DM 19.09.2003
13 MONOBAMBA Junín 5.300 EMPRESA MINERA YAULIYACU S.A.
401-2003-MEM/DM 12.09.2003
14 BAÑOS Lima 5.260
EMPRESA ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.C.
399-2003-MEM/DM 10.09.2003
15 CACLIC Amazonas 4.800 ELECTRO ORIENTE S.A.
491-2000-EM/VME 13.12.2000
16 CHARCANI III Arequipa 4.560
EMPRESA DE GEN. ELECT. DE AREQUIPA S.A. -
069-95-EM/DGE 06.03.1995
17 HUALLANCA NUEVA Huánuco 4.300 COMPAÑÍA MINERA SANTA LUISA S.A.
247-93-EM/DGE 28.10.1993
18 CASHAUCRO Lima 4.090 COMPAÑÍA MINERA RAURA S.A.
384-93-EM/DGE 31.12.1993
19 HUANCARAMA Arequipa 3.900 COMPAÑÍA MINAS BUENAVENTURA
270-97-EM/VME 20.06.1997
20 MISAPUQUIO Arequipa 3.680 CAHUA S.A. 371-2005-MEM/DM 07.09.2005
21 N° 6 CHILLIGUA Moquegua 3.500 PROYECTO ESPECIAL PASTO GRANDE
269-95-EM/VME 05.10.1995
22 PATÓN Lima 3.460 COMPAÑÍA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.
321-94-EM/DGE 11.07.1994
23 CANDELARIA Pasco 3.190 COMPAÑÍA MINERA MILPO S.A.
541-98-EM/VME 03.11.1998
24 LA PELOTA Cajamarca 3.180 ELECTRO ORIENTE S.A.
489-2000-EM/VME 13.12.2000
25 JAÉN-LA PELOTA Cajamarca 3.180 ELECTRONORTE S.A. 386-97-EM/VME 08.09.1997
26 PARIAC N° 4 Ancash 3.000
EMPRESA DE GEN. ELECTRICA CAHUA S.A.
229-2001-EM/VME 28.05.2001
27 SANDIA (Chiquisilla o
Chisigia) Puno 2.400 ELECTRO PUNO S.A.A.
298-2000-EM/VME 04.08.2000
28 PACARENCA Ancash 2.090 HIDRANDINA S.A. 390-2005-MEM/DM 12.09.2005
29 SAN JOSÉ Pasco 2.080
EMPRESA ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.C.
071-2001-EM/VME 14.02.2001
30 CHIRICONGA Cajamarca 2.000 ELECTRONORTE S.A. 392-97-EM/VME 12.09.1997
31 HUANCHAY Lima 1.950 COMPAÑÍA MINERA CHUNGAR S.A
342-93-EM/DGE 31.12.1993
32 SICAYA-HUARISCA Junín 1.920 ELECTRO CENTRO S.A.
084-94-EM/DGE 21.02.1994
33 JUPAYRAGRA (Culquijirca) Pasco 1.920
SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.
053-94-EM/DGE 08.03.1994
34 CHONGOS ALTO Junín 1.840 EMPRESA MINAS CERCAPUQUIO S.A.
368-93-EM/DGE 31.12.1993
35 CHUMBAO Apurímac 1.800 ELECTROSUR ESTE S.A.
354-93-EM/DGE 31.12.1993
36 EL TINGO La Libertad 1.760 COMPAÑÍA MINERA PODEROSA S.A.
099-94-EM/DGE 21.02.1994
37 LLUSITA Ayacucho 1.690 ELECTROCENTRO S.A.
471-97-EM/VME 28.10.1997
50
38 QUIROZ Piura 1.660 ELECTRONOROESTE S.A.
628-98-EM/VME 21.12.1998
39 CHINCHE Pasco 1.600
COMUNIDAD CAMPESINA CHINCHE TINGO
107-96-EM/VME 28.02.1996
40 CANTANGE Cajamarca 1.600 HIDRANDINA S.A. 005-2006-MEM/DM 06.01.2006
41 SAN MARTÍN DE
PORRES Ancash 1.600 ICM PACHAPAQUI S.A.C.
555-2006-MEM/DM 01.12.2006
42 LLAPAY Lima 1.580 COMPAÑÍA MINERA SAN VALENTÍN
312-2006-MEM/DM 23.06.2006
43 SAN FRANCISCO Cusco 1.540 ELECTROCENTRO S.A.
215-2000-EM/VME 09.05.2000
44 CHARCANI I Arequipa 1.470
EMPRESA DE GEN. ELÉCT. DE AREQUIPA S.A. -
067-95-EM/DGE 06.03.1995
45 INGENIO Junín 1.450 ELECTRO CENTRO S.A.
081-94-EM/DGE 21.02.1994
46 MANCAHUARA Apurímac 1.440 ELECTRO SUR ESTE S.A.A
279-2005-MEM/DM 07.07.2005
47 MARÍA JIRAY Ancash 1.440 HIDRANDINA S.A. 421-98-EM/VME 01.09.1998
48 TUCSIPAMPA Huancavelíca 1.340
CONSORCIO ENERGÉTICO DE HUANCAVELÍCA S.A.
131-2002-EM/DM 04.03.2002
49 MATARÁ Apurímac 1.340 ELECTROSUR ESTE S.A.
356-93-EM/DGE 31.12.1993
50 RÍO BLANCO Pasco 1.340 SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.
372-93-EM/DGE 31.12.1993
51 SANTA ROSA 2 Lima 1.300 ELÉCTRICA SANTA ROSA SAC
202-2001-EM/VME 07.05.2001
52 PICHANAKI Junín 1.250 ELECTRO CENTRO S.A.
082-94-EM/DGE 21.02.1994
53 MARCOPAMPA Pasco 1.200 COMPAÑÍA MINERA ATACOCHA S.A.
014-95-EM/DGE 20.01.1995
54 SHAGUA Lima 1.100 COMPAÑÍA MINERA CHUNGAR S.A
341-93-EM/DGE 31.12.1993
55 TARABAMBA La Libertad 1.100 HIDRANDINA S.A. 307-99-EM/VME 30.06.1999
56 BUENOS AIRES Cajamarca 1.060 ELECTRONORTE S.A. 390-97-EM/VME 12.09.1997
57 SAN ANTONIO Amazonas 1.050 ELECTRONORTE S.A. 411-97-EM/VME 24.09.1997
58 QUICAPATA Ayacucho 1.040 ELECTRO CENTRO S.A.
175-94-EM/DGE 04.04.1994
59 LLAUCÁN Cajamarca 1.000 COMPAÑÍA MINERA COLQUIRRUMI S.A.
386-2004-MEM/DM 11.10.2004
60 POMABAMBA Ancash 0.970 HIDRANDINA S.A. 420-98-EM/VME 01.09.1998
61 SAN JUDAS TADEO Ancash 0.940 ICM PACHAPAQUI S.A.C.
556-2006-MEM/DM 01.12.2006
62 SIHUAS I Arequipa 0.920
SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.
117-95-EM/DGE 02.05.1995
63 MACHU Junín 0.900 ELECTRO CENTRO S.A.
259-94-EM/DGE 20.05.1994
64 MEMBRILLO La Libertad 0.880 COMPAÑÍA MINERA SAYAPULLO S.A.
505-94-EM/DGE 21.12.1994
65 HUAPA Huancavelíca 0.880
CONSORCIO ENERGÉTICO DE HUANCAVELÍCA S.A.
095-2003-EM/DM 24.02.2003
66 FRANCOIS Pasco 0.880
EMPRESA ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.C.
057-2001-EM/VME 09.02.2001
67 CH3N Ancash 0.872 CAHUA S.A. 127-2004-MEM/DM 17.03.2004
68 POZUZO Pasco 0.860 ELECTRO CENTRO S.A.
003-95-EM/DGE 09.01.1995
69 TAMBORAQUE 2 Lima 0.840 SOCIEDAD MINERA CORONA S.A.
561-2001-EM/VME 26.12.2001
51
70 SANTA INÉS Huancavelíca 0.830
CASTROVIRREYNA COMPAÑÍA MINERA S.A.
432-94-EM/DGE 19.10.1994
71 CANTA Lima 0.830 EDE CHANCAY S.A. 009-96-EM/VME 09.01.1996
72 SANTA ROSA 1 Lima 0.830 ELÉCTRICA SANTA ROSA S.A.C.
481-2004-MEM/DM 25.11.2004
73 HERCCA Cusco 0.820 EGEMSA 235-98-EM/VME 12.05.1998
74 HERCCA Cusco 0.800 ELECTRO SUR ESTE S.A.A
135-96-EM/VME 21.03.1996
75 GUINEAMAYO Cajamarca 0.800 ELECTRONORTE S.A. 410-97-EM/VME 24.09.1997
76 PASTO BUENO Ancash 0.800 MINERA MALAGA SANTOLALLA S.A.
433-96-EM/VME 11.11.1996
77 YAULI Huancavelíca 0.800 SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.
332-98-EM/VME 06.07.1998
78 CHARCANI II Arequipa 0.790
EMPRESA DE GEN.ELÉCT. DE AREQUIPA S.A. -
068-95-EM/DGE 06.03.1995
79 SAN MIGUEL Pasco 0.780 BLAS RUBEN ESPINOZA BAUER
273-97-EM/VME 20.06.1997
80 LANGUI Cusco 0.740
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI S.A.
237-2004-MEM/DM 14.06.2004
81 LANGUI Cusco 0.736 FABRICA DE TEJIDOS MARANGANÍ S.A.
060-94-EM/DGE 14.02.1994
82 CHULEC Junín 0.700 COMPAÑÍA MINERA MADRE SELVA S.A.
274-93-EM/DGE 19.11.1993
83 CONCEPCIÓN Junín 0.696 ELECTRO CENTRO S.A.
101-94-EM/DGE 21.02.1994
84 CHOCOCO Arequipa 0.670
SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.
574-97-EM/VME 18.12.1997
85 SAN IGNACIO Arequipa 0.650 CAHUA S.A. 505-2005-MEM/DM 07.12.2005
86 SAN ANTONIO Arequipa 0.620 CAHUA S.A. 506-2005-MEM/DM 07.12.2005
87 CHACAS (JAMBON) Ancash 0.600
EMPRESA DE INTERÉS LOCAL HIDROELÉCTRICA DE CHACAS
517-97-EM/VME 24.11.1997
88 SAN GREGORIO Arequipa 0.600
SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.
118-95-EM/DGE 02.05.1995
89 LA ESPERANZA Pasco 0.592 E.A.W. MULLER S.A. 225-94-EM/DGE 27.04.1994
90 SAN HILARIÓN Lima 0.590
COMPAÑÍA HIDROELÉCTRICA SAN HILARIÓN S.A.
409-97-EM/VME 24.09.1997
91 YAMOBAMBA La Libertad 0.586 HIDRANDINA S.A. 133-2003-EM/DM 26.03.2003
92 HUANCARAY Apurímac 0.580 ELECTRO SUR ESTE S.A.A
021-2000-EM/VME 21.01.2000
93 SHIPILCO Cajamarca 0.580 HIDRANDINA S.A. 396-98-EM/VME 24.08.1998
94 CHICCHE Cajamarca 0.570 HIDRANDINA S.A. 395-98-EM/VME 24.08.1998
95 HUAYUNGA Cajamarca 0.566 HIDRANDINA S.A. 344-2003-MEM/DM 12.08.2003
96 MUQUIYAUYO Junín 0.560
EMPRESA COMUNAL DE COMUNIDAD CAMPESINA MUQUIYAUYO
077-97-EM/DGE 26.02.1997
97 CHANCHAMAYO Junín 0.552 ELECTRO CENTRO S.A.
059-94-EM/DGE 14.02.1994
98 ONGORO Arequipa 0.510
SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.
129-95-EM/DGE 25.05.1995
99 CHAMISERÍA (I y II) Junín 0.502 ELECTRO CENTRO S.A.
256-94-EM/DGE 20.05.1994
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
52
2.4.2 Por ejecutar
La información presentada en el siguiente apartado tiene como fuente el
Ministerio de Energía y Minas considerando la información de acuerdo con los
contratos de concesión de cada proyecto, pudiendo estar en trámite alguna
modificación respecto a los datos vertidos en los siguientes cuadros.
2.4.2.1 Grandes
Para el presente estudio se ha considerado como una central
hidroeléctrica grande a aquéllas que poseen una potencia instalada
mayor a 50 Mw.
A continuación se listan los proyectos de centrales hidroeléctricas que
se encuentran con tramitación en el Ministerio de Energía y Minas:
Item Central Hidroeléctrica Ubicación
Potencia Instalada (MW) Titular de la Concesión
Inversión (millones US$)
Resolución Suprema
fecha de Inicio de Obras
fecha de Puesta en Servicio
1 G1 EL
PLATANAL Lima 220.00 COMPAÑÍA ELÉCTRICA EL PLATANAL S.A. 200.00
032-2007-EM (2007.07.25) 2006.09.01 2010.03.30
2 SANTA RITA Ancash 173.51 ELECTRICIDAD ANDINA S.A. 134.10
002-2006-EM (2006.01.06) 2006.03.01 2008.09.30
3 CHEVES Lima 158.60
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A. 160.40
078-2006-EM (2008.12.19) 2008.10.19 2011.12.19
4 PUCARÁ Cuzco 130.00
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO – EGECUZCO 136.40
035-2006-EM (206.07.07) 2007.09.30 2010.11.30
5 SAN GABÁN I Puno 120.00
EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI S.A. 132.20
004-2004-EM (2004.02.05 2006.02.05 2009.08.05
6 QUITARACSA
I Ancash 112.00
QUITARACSA S.A. EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 108.65
042-2007-EM (2007.10.24) 2008.04.01 2011.04.30
7 MARAÑÓN Huánuco 96.00 HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN S.R.L. 78.00
076-2005-EM (2005.12.03) 2007.08.04 2011.01.04
8 HUANZA Lima 86.00
EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. - EMGHUANZA 56.20
061-2005-EM (2005.10.12) 2007.11.13 2010.02.13
9 LA VIRGEN Junín 64.00 PERUANA DE ENERGÍA S.A.A. 54.90
033-2007-EM (207-07.28) 2009.02.09 2011.06.09
10 MORRO DE
ARICA Lima 50.00 CEMENTOS LIMA S.A. 128.00
036-2003-EM (2003.10.04) 2006.01.01 2008.12.31
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
53
2.4.2.2 Medianas
Para el presente estudio se ha considerado como una central
hidroeléctrica mediana a aquéllas que poseen una potencia instalada
mayor a 10 Mw y menor a 50 Mw.
A continuación se listan los proyectos de centrales hidroeléctricas que
se encuentran con tramitación en el Ministerio de Energía y Minas:
Item Central Hidroeléctrica Ubicación
Potencia Instalada (MW) Titular de la Concesión
Inversión (millones US$)
Resolución Suprema
fecha de Inicio de Obras
fecha de Puesta en Servicio
1 TARUCANI Arequipa 49.00 TARUCANI GENERATING COMPANY S.A. 46.90
033-2006-EM (2006.07.07) 2007.01.31 2009.02.01
2
CENTAURO I Y III 1ra etapa
Ancash
12.50
CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. – CORMIPESA
3.00 047-2007-EM (2007.11.21)
2002.09.01 2009.03.31 1ra etapa
3
CENTAURO I Y III 2da etapa
Ancash
12.50
CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. – CORMIPESA
047-2007-EM (2007.11.21)
2011.12.31 2da etapa
4 PÍAS 1 La
Libertad 11.00 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. 13.40
011-2006-EM (2006.12.23) 2009.10.24 2012.02.24
5
POECHOS (II Casa de
Máquinas) (5) Piura 10.00
SINDICATO ENERGÉTICO S.A. – SINERSA 9.00
074-2006-EM (2006.12.02) 2007.06.02 2009.12.02
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
2.4.2.3 Pequeñas
Para el presente estudio se ha considerado como una central
hidroeléctrica pequeña a aquéllas que poseen una potencia instalada
menor a 10 Mw.
A continuación se listan los proyectos de centrales hidroeléctricas que
se encuentran con tramitación en el Ministerio de Energía y Minas:
Item Central Ubicación Potencia Instalada (MW)
Titular de la Autorización Inversion Millones (US$)
Resolución Ministerial
Fecha de Puesta en Servicio
1 PORVENIR CHAUCALLA Arequipa 9.98
COMPAÑÍA GEOLÒGICA MINERA METALÙRGICA Y DE CONSTRUCCIÓN CGEMCO EIRL
047-2007-GRA/PE-DREM (2007.05.10) 2012.04.11
2 CARHUAQUERO IV Cajamarca 9.67
DUKE ENERGY EGENOR S. En C. por A. 5.36
584-2006-MEM/DM (2006.12.12) 2008.01.13
3 PORVENIR ARMA Arequipa 9.60
EMPRESA DE GENERACIÒN ELÉCTRICA AGROINDUSTRIAL MINERA Y SU COMERCIALIZACION SRL
046-2007-GRA/PE-DREM (2007.05.10) 2011.04.11
54
4 LA JOYA Arequipa 9.60
GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. 9.57
021-2007-GRA/PE-DREM (2007.03.12) 2009.04.03
5 ISPANA - HUACA Arequipa 9.60
INVERSIONES PRODUCTIVAS AREQUIPA S.A.C.
045-2007-GRA/PE-DREM (2007.05.10) 2012.03.11
6 RURICHINCHAY Ancash 7.50 MINERA HUALLANCA S.A. 4.35
051-2007-REGION ANCASHDREM 2009.01.28
7 SANTA CRUZ I Ancash 5.90
EMPRESA HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ S.A.C.
052-2007-REGION ANCASHDREM (2007.10.19) --
8 CAÑA BRAVA Cajamarca 5.65 DUKE ENERGY EGENOR S. En C. por A. 6.05
167-2007-MEM/DM (2007.04.23) 2008.03.20
9 GRATON Lima 5.00 SIIF ANDINA S.A. 4.72
(emis :2007 09 27) 210-2005-MEM/DM 2006.09.25
10 RONCADOR Lima 3.80 AGROINDUSTRIAS MAJA S.A.C. 2.50
499-2005-MEM/DM (2005.12.16) 2006.12.17
11 SAN DIEGO Ancash 3.24 DUKE ENERGY EGENOR S. En C. por A. 2.93
520-2005-MEM/DM (2005.12.30) 2007.06.30
12 PÁTAPO Lambayeque 1.02 GENERACIÓN TAYMI S.R.L. 0.77
388-2004-EM/DM (2004.10.16) 2006.09.30
Fuente : Ministerio de Energía y Minas
3 Marco Conceptual
La combinación de tecnologías como parte de la composición del parque energético en el Perú busca, de alguna manera, optimizar los costos y sobretodo, incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en el país. Hechos recientes han contribuido a discutir, analizar e investigar respecto a la composición óptima del parque energético nacional. Sin embargo, la definición de esta composición va más allá de que tecnología es mejor o es más adecuada para nuestra realidad actual y futura. Es necesario generar un marco equilibrado para incentivar las inversiones en diversas tecnologías incrementando la oferta de energía; que en el largo plazo hará más confiable el sistema en su conjunto. El presente estudio intentará obtener algún acercamiento a la composición óptima del parque energético en el Perú considerando las políticas trazadas por el Ministerio de Energía y Minas. Es importante mencionar que para obtener una composición óptima del parque energético será necesario el desarrollo de modelos económicos y financieros que muestren las ventajas y desventajas de las diferentes fuentes de energía utilizadas para la generación de electricidad. Por otro lado, el estudio, más allá de mostrar la optimización del parque energético está orientado a encontrar todas las barreras que enfrentan los inversionistas para invertir en proyectos de centrales hidroeléctricas en nuestro país. A continuación se muestran los diferentes esquemas de financiamiento que son utilizados en la ejecución de diversos proyectos, incluídos los proyectos de centrales hidroeléctricas.
3.1 Inversiones bajo un esquema de Finanzas Corporativas
El esquema de Finanzas Corporativas ve las necesidades de financiamiento de manera
global, sin tomar de manera independiente cada proyecto específico ni las necesidades
de inversión o financiamiento de cada uno ellos.
55
En ese sentido, son los flujos de la empresa y no los de cada proyecto específico los
que respaldan el financiamiento asumido. Bajo este esquema, si los flujos no se
cumplen o muestran un comportamiento contraproducente para los objetivos de
rentabilidad exigidos, son los activos o el patrimonio de los accionistas los que asumirán
el costo.
3.2 Inversiones bajo un esquema de Project Finance Project Finance, se define como “la obtención de fondos para financiar un proyecto de
inversión de capital económicamente separable en el que los proveedores de fondos
consideran de manera primordial al flujo de efectivo del proyecto como el origen de los
fondos para el servicio de sus préstamos y el rendimiento del capital invertido en el
proyecto32”
El Project Finance nace como una alternativa al financiamiento tradicional de proyectos;
bajo este esquema el Proyecto por si mismo se financia, vale decir, que son los flujos
que generará el proyecto los que financian toda la operación, incluyendo la
amortización de la deuda contraída por el proyecto. Los proyectos financiados con este
esquema son proyectos de gran envergadura y que requieren involucrar a todos los
participantes en asumir los riesgos, debido a que el promotor, por si mismo, no podría
afrontar la inversión o los riesgos por pérdida en este tipo de inversiones.
El esquema de financiamiento se concentra en forma excluyente en un proyecto de
inversión, es decir, se organiza el financiamiento a partir de los flujos que genera el
proyecto y queda respaldada en los activos del proyecto en específico. Esta inversión se
analiza suponiendo que los beneficios y riesgos han de ser claramente identificados con
el proyecto de inversión.
La utilización del Project Finance requiere un manejo muy fino de ingeniería financiera,
donde se asignan riesgos y beneficios a las partes comprometidas en el proyecto; los
riesgos operativos y financieros del proyecto son distribuidos entre las partes
comprometidas con el desarrollo del mismo.
Como se puede observar en la siguiente figura, existe un nuevo activo creado, una
unidad económica independiente capaz de generar flujos futuros de efectivo para hacer
frente a sus deudas; es en este sentido, que se celebran contratos con la finalidad de
mitigar riesgos y garantizar el funcionamiento de este activo como unidad económica
independiente, teniendo como parte fundamental los compromisos de compra de los
clientes que sustentan el financiamiento del proyecto.
32 Finnerty, John D. Financiamiento de Proyectos: Técnicas Modernas de Ingeniería Económica, México Prentice Hall Hispanoamericana S.A., 1998, Pág. 2.
56
Elementos de un Project Finance
La adopción del esquema de Project Finance implica el manejo y minimización de los
riesgos; así se tienen tres etapas definidas dentro del manejo de riesgos: Identificación
y análisis de todos los riesgos involucrados con el proyecto, asignación de los riesgos
entre las partes intervinientes en el proyecto y creación de los mecanismos para
administrar los riesgos.
• La identificación y análisis de riesgos involucrados con el proyecto implica
analizar todas las etapas del proyecto e ir identificando todos los riesgos que se
pueden presentar al momento de la ejecución del proyecto. Se deben
identificar todos los riesgos, sean éstos asumidos por el promotor o no.
• Asignación de Riesgos, éstos deben ser asignados a los involucrados en el
proyecto de manera tal que la administración del mismo recaiga sobre el que
tenga mayores posiblidades de hacerle frente, esta asignación se da mediante
la celebración de contratos muy complejos, donde se busca dotar al proyecto
de una cobertura contra todo tipo de riesgo. Es decir, el especialista en la
actividad es el que mejor podrá asumir el riesgo.
• Administración de Riesgos, la administración de riesgos la realizará cada
participante que haya asumido una tarea que implique riesgo. Cada tarea es
entregada a quién mejor pueda administrar el riesgo, es decir al especialista en
la tarea. Por ejemplo, la construcción de una carretera estará a cargo de una
Activos que integran el proyecto
Rendimiento para los inversionistas
Fondos de Capital
Proveedores
Contratos de suministros
Materias Primas
Inversionistas
de Capital
Fondos de Préstamo
Reembolso de la deuda
Acreedores
Contrato de deficiencia de efectivo y otras formas de apoyo crediticio
Inversionistas
/Sponsor
Compradores
Producción
Contratos de Compra
Fuente: Finnerty, John D. Financiamiento de Proyectos: Técnicas Modernas de Ingeniería Económica
57
empresa constructora especializada en construir carreteras; el transporte de
maquinaria y equipos pesados estará a cargo de una empresa especializada en
esta actividad y así en todas las tareas que implique el proyecto.
3.3 Diferencias entre el esquema de financiamiento de proyectos a través de Finanzas Corporativas y el Project Finance
3.3.1 Principales diferencias entre ambos financiamientos.
A continuación, se presenta en el cuadro adjunto las principales diferencias
entre ambos esquemas de financiamiento:
Criterio Financiamiento Directo Project Finance
1 OrganizacionLos flujos de efectivo de los activos se combinan.
Los activos y flujos de efectivo del proyecto se separan de las otras actividades empresariales del patrocinador.
2 Control y Monitoreo Recae sobre la administración.El control la tiene el área administrativa, pero se encuentra sometida a una vigilancia estricta por parte de los involucrados en el proyecto.
3 Asignación de RiesgoExisten garantías reales contra los activos del patrocinador del proyecto, el riesgo se diversifica dentro de su cartera de activos.
Recursos limitados de los acreedores contra los activos del patrocinador del proyecto. Los convenios contractuales distribuyen el riesgo entre los involucrados más capaces de enfrentar el riesgo.
4 Flexibilidad FinancieraEl financiamiento es rápido, los fondos financian otros proyectos.
Costos de transaccion e informacion muy altos, la estructuracion del financiamiento es muy compleja por lo que demanda un mayor plazo. El flujo de efectivo se destina al proyecto.
5Flujo de efectivo discrecional
Amplio margen de maniobraMargen por parte del administrador muy limitado; el flujo de efectivo se distribuye de manera equitativa entre los inversionistas.
6 Costos de agencia Son elevados Bajos
7Estructuracion de los contratos de deuda
Se recurre a la cartera completa de activos del patrocinardor para el servicio de la deuda.
Se recurre a activos específicos del proyecto para el servicio de la deuda
8Capacidad de endeudamiento
Se utiliza una parte de la capacidad de endeudamiento del patrocinador.
Existe apoyo crediticio de otras fuentes, las compras futuras garantizan la obtención de préstamos para financiar el proyecto. La capacidad de endeudamiento del patrocinador se ve expandida.
9 QuiebraLos acreedores tienen a su disposición la cartera completa de activos del patrocinador del proyecto.
El proyecto es autonomo, por lo que asume sus propios riesgos y costos. No depende de la situación financiera del patrocinador.
(*)Finnerty, John D. Financiamiento de Proyectos: Técnicas Modernas de Ingeniería Económica, México Prentice Hall Hispanoamericana S.A., 1998, Pág. 25-27.
3.3.2 Ventajas y desventajas de cada tipo de financiamiento. El financiamiento tradicional o vía las Finanzas Corporativas, tiene como
principal ventaja costos de transacción y de estructuración muy por debajo del
Project Finance, sin embargo, depende mucho de la capacidad creditica del
patrocinador del proyecto, por lo que su estructura es más riesgosa y el acceso
al crédito más caro.
La principal ventaja del Project Finance es que mantiene la deuda del proyecto
fuera del balance del patrocinador, lo que le da una mayor capacidad de
endeudamiento, no obstante, la estructuración del mismo, la ingeniería
financiera y la elaboración del marco contractual es muy compleja y bastante
costosa, lo que implica que el proyecto tiene costos de transacción más
elevados que los proyectos financiados de la manera tradicional, esto
58
constituye su principal desventaja, además del tiempo que demanda la
estructuración del proyecto.
4 Project Finance en Centrales Hidroeléctricas
4.1 Identificación de Riesgos de la Inversión en Centrales Hidroeléctricas en el Perú
4.1.1 Riesgo de Demanda
4.1.1.1 Formación de tarifas.
Las tarifas eléctricas están compuestas por los cargos de generación,
transmisión y distribución eléctrica; las cuales, las de transmisión y
distribución son reguladas tanto para los usuarios libres como para los
usuarios del servicio público, mientras que las de generación son libres
para los usuarios libres y reguladas para el servicio público.
Las Tarifas de generación están compuestas por:
• Precio de la Potencia
• Precio de la Energía
El precio de la potencia se obtiene a partir del costo fijo anual por kW
efectivo de la unidad más económica para atender un incremento de
máxima demanda (turbina a gas). A través del precio de la potencia se
remuneran los costos fijos de las centrales de generación y éstos no
dependen de la cantidad que produzcan, es un costo fijo por el hecho
de estar presentes en el mercado. El precio de la energía se obtiene
como un promedio ponderado de los costos marginales obtenidos de la
operación económica del SEIN para los 12 meses anteriores y los 24
meses siguientes al 31 de marzo de cada año.
Para el cálculo del precio de la energía se requiere de la proyección de
oferta y demanda del SEIN; para luego, estimar los costos marginales
de corto plazo como consecuencia de las proyecciones anteriores. Para
obtener la optimización del despacho de las centrales se utiliza el
modelo PERSEO (programa establecido por el OSINERGMIN); con el
que, a través del precio de la energía se remuneran los costos variables
de las centrales de generación y que dependen de la cantidad que cada
central produzca.
El proceso para la fijación de precios de generación se realiza una vez
al año y se fijan para el periodo de mayo de ese año hasta abril del año
siguiente. Para actualizar estos precios, durante todo el año en el que
59
están vigente las tarifas, se aplican fórmulas de actualización que se
determinan en el mismo proceso; que son en base al tipo de cambio,
precios de combustibles, índices de precios al por mayor, entre otros.
El despacho de las centrales eléctricas se efectúa en base a la teoría
marginalista, se operan las unidades más económicas y la última que
ingresa fija el precio del sistema. En el caso de los despachos
hidrotérmicos, se evalúa considerando si ¿hay agua almacenada? y/o
¿se utiliza o no se utiliza? Las respuestas dependerán de que si habrá o
no agua en el futuro; esta decisión es importante porque los precios
dependerán de ello.
La metodología de cálculo de la tarifa, si bien obedece a una simulación
de la operación económica del mercado, trae consigo incertidumbres
en las proyecciones (el cálculo considerando datos de un año y
proyectando dos años a futuro), donde se tiene que establecer qué
proyectos futuros van a considerarse y pronosticar la demanda. La
tarifa determinada permanecerá vigente un año, esto conlleva a un
riesgo para el inversionista en el que queda expuesto y a total
discrecionalidad del regulador debido a la consideración de los futuros
proyectos y cálculo de la demanda que cambiará anualmente. Es decir,
el periodo de vigencia no permite establecer precios a largo plazo; lo
que genera una incertidumbre de los ingresos en el futuro.
4.1.1.2 Comportamiento de la Hidrología. Aproximadamente un 70% de la generación eléctirca es producida por
centrales hidroeléctricas, y un 60% de la potencia efectiva o capacidad
es hidráulica, lo que hace que el Perú sea un país bastante
dependiente del comportamiento hidrológico.
60
Participación (%)
32%25%24%14%12%9%13% 26%
68%75%87% 76%86%88%91% 74%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
AñosTérmicas Hidráulicas
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
La principal fuente de generación de las centrales hidroeléctricas es el
agua. Existen dos tipos de centrales: (i) las centrales hidráulicas de
pasada, las cuales deben aceptar el caudal disponible del río con sus
variaciones de estación. En este caso el agua sobrante se pierde por
rebosamiento; este tipo de central requiere un caudal suficientemente
constante para asegurar, a lo largo del año, su potencia. (ii) las
centrales hidráulicas con embalse de reserva, este tipo de central
requiere la construcción de una o mas presas que forman lagos
artificiales. Estos embalses permiten graduar la cantidad de agua que
pasa por las turbinas, con ayuda de los embalses de reserva se puede
producir energía eléctrica durante todo el año aunque el río se seque
por completo durante algunos meses; lo que sería imposible en una
central de pasada.
Las centrales con almacenamiento de reserva exigen, por lo general,
una inversión de capital mayor que las de pasada, pero en la mayoría
de los casos permiten generar toda la energía posible.
El lago Junín se encarga de abastecer a la central hidroeléctrica
Mantaro, una de las más grandes del país, que genera
aproximadamente el 20% de la producción total de energía (en el
gráfico adjunto se puede observar el comportamiento del lago en los
últimos 7 años).
61
Volumen Lago Junín
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Millones de m
3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
Asimismo, en el siguiente gráfico se puede apreciar el volumen de agua
de las lagunas del Rímac y Santa Eulalia que abastecen un circuito de
centrales hidráulicas de EDEGEL que proporcionan aproximadamente el
10% de la producción total de energía del sistema.
Volumen Lagunas del Rímac y Santa Eulalia
50
100
150
200
250
300
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Millones de m
3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
Asimismo, se puede apreciar como varían los costos marginales en
función a la produción de energía, con unidades hidráulicas o térmicas.
62
Producción de Energía Mensual vs Costos MarginalesPonderado Mensual
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
GW.h
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Ctv US$/kW
.h
Energía Hidroeléctrica Energía Termoeléctrica CMg Ponderado
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
El comportamiento de la hidrología es muy importante, no sólo en la
decisión de construcción de la central sino en la decisión del tamaño.
Dependiendo de las hidrologías se podrá predecir cuánto va a generar
dicha central; ello conlleva al riesgo de que si se generara un año seco
la central hidráulica no despacharía a su capacidad total o simplemente
no despache. Este es un riesgo implícito en las centrales hidráulicas
que, a diferencia de las térmicas, debe ser administrado por los
inversionistas.
4.1.1.3 Variación de la demanda.
La proyección de la demanda es uno de los puntos más importantes
para el cálculo de la tarifa, en cada fijación tarifaria se simula un
despacho a futuro que depende de la oferta y demanda proyectada,
volviendo a este cálculo, sensible ante variaciones ya sea de oferta
como de demanda. Los riesgos de la demanda reflejan la incertidumbre
de cómo se va a desarrollar y en que proporción va a ir creciendo.
La máxima demanda se ha ido incrementando de manera considerable
en los últimos años presentando su mayor incremento a la fecha en
diciembre del 2007 (3 965 MW), 11% mayor al valor registrado en el
año 2006 (3 581 MW).
En el siguiente gráfico se puede apreciar como ha evolucionado la
participación del tipo de producción en la máxima demanda; aquí se
63
puede verificar que la participación de las centrales hidroeléctricas han
ido disminuyendo de un 86% en el 2001 a un 63% en el 2007. Esto,
básicamente, porque en los últimos años sólo se ha incrementado
capacidad térmica y no hidráulica.
Participación en la Máxima Demanda (%)
37%31%24%22%16%15%14%14%
63%69%86% 86% 85% 85% 78% 76%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
AñosTérmicas Hidráulicas
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
En la fijación tarifaria del 2007 (Fijación de Tarifas en Barra mayo
2007) se proyectó para el 2007 una energía anual de 27 590 GWh y
una Máxima Demanda de 3 837 MW, Los valores reales a fines del
2007 son 27 255 GWh muy cerca de lo proyectado y 3 965 MW, 3,3%
por encima de lo proyectado en la ultima fijación.
Esto muestra que la demanda también es considerada un riesgo pues
en los últimos años ha presentado un crecimiento considerable
sustentado, básicamente, en el crecimiento de la economía nacional.
Este crecimiento, en los últimos años, ha estado por encima del
crecimiento vegetativo. El principal riesgo, referente a la variación de la
demanda, es que en la determinación de la tarifa no se considere una
demanda cercana a la real, induciendo esto a menores ingresos.
Por otro lado, las centrales hidráulicas son consideradas centrales de
base, por su bajo costo de operación y mantenimiento, generando
como consecuencia que sean las primeras en operar. Esto debido al
64
sistema marginalista del sector, en las que se prioriza las operación de
las centrales mas económicas.
4.1.1.4 Volatilidad de las tarifas.
Los costos marginales corresponden a la última unidad que ingresa a
despachar para cubrir la demanda y es, a su vez, la que “marca” el
precio. En el cuadro siguiente se puede apreciar como varían los
precios marginales en comparación con las tarifas reguladas.
Se puede apreciar que los precios se incrementan en los meses de
mayo a noviembre que son las épocas de estiaje o en las que hay poca
agua.
Evolución Costos Marginales y Tarifas de Energía
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
Ene-01
Mar-01
May-01
Jul-01
Sep-01
Nov-01
Ene-02
Mar-02
May-02
Jul-02
Sep-02
Nov-02
Ene-03
Mar-03
May-03
Jul-03
Sep-03
Nov-03
Ene-04
Mar-04
May-04
Jul-04
Sep-04
Nov-04
Ene-05
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
(ctv US$/kW
h)
PBE CMg
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
En el siguiente cuadro se observa como varían los precios en función a
los factores que son utilizados para la actualización de precios.
65
Variación de Precios en Barra respecto a los Factores de
Actualización
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
Ene-02
Mar-02
May-02
Jul-02
Sep-02
Nov-02
Ene-03
Mar-03
May-03
Jul-03
Sep-03
Nov-03
Ene-04
Mar-04
May-04
Jul-04
Sep-04
Nov-04
Ene-05
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
TC IPM D2 R6 Tarifas
Se considera como año base 1999
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
El problema surge por la variación de los precios año a año (la fijación
de precios para la generación y el sistema principal de transmisión se
realiza anualmente, lo que corresponde al sistema secundario de
transmisión se realiza cada cuatro años), aunque se puede observar
que éstos no presentan grandes variaciones respecto al incremento en
el precio de los combustibles.
4.1.1.5 Necesidad de contratos PPA (Power Purchase Agreements) para financiar el proyecto.
La ejecución de proyectos, no sólo de Centrales Hidroeléctricas,
requiere de fuentes de financiamiento propias del inversionista así
como de fuentes de financiamiento externas, proporcionadas por
entidades financieras.
Por ello, las entidades financieras requerirán que los flujos de fondos
del proyecto sean lo razonablemente predecibles, uniformes y
sostenibles en el tiempo; para que, estos flujos, respalden la
adquisición de los activos, la operatividad y el éxito del proyecto.
En los proyectos de centrales eléctricas (térmicas e hidráulicas), la
predicción, uniformidad y sostenibilidad de los ingresos se obtendrán a
través del aseguramiento de la demanda. Para ello, los proyectos
eléctricos (generación) deberán constituir contratos de suministro
66
eléctrico a futuro con empresas distribuidoras (a precio regulado) o con
clientes libres (a precio pactado).
Los contratos a futuro, conocidos como PPA (Power Purchase
Agreements), son pactados entre empresas generadoras o proyectos y
empresas distribuidoras o clientes libres comprometiéndose los
primeros a suministrar energía durante un periodo de tiempo a un
precio fijado por ambas partes y los últimos al pago de la energía y
potencia al precio pactado. Esto garantizará al proyecto un ingreso
relativamente estable por el suministro de energía.
Los contratos PPA que constituirá el futuro generador deberán ser,
como mínimo, los que garanticen los ingresos para poner en marcha el
proyecto. Por esto, para conseguir el financiamiento del proyecto será
necesario que el promotor obtenga los contratos con anterioridad a la
solicitud del financiamiento.
Asimismo, los contratos Take or Pay (TOP) cumplirán la misma función:
garantizarán los ingresos del proyecto fijando un volumen de energía a
suministrar con precio firme; incluyendo el periodo de suministro de la
energía a las condiciones indicadas. Ambos contratos tienen como
objetivo garantizar los ingresos futuros del proyecto haciéndolos
estables en el tiempo y que puedan hacer “bancable” el proyecto:
hacerlo financiable a través de entidades financieras.
Por otro lado, la construcción de una central hidroeléctrica requiere
aproximadamente de 3 a 4 años y la constitución de contratos
aproximadamente de 1 a 1.5 años (información obtenida de
especialista comercial eléctrico internacional con experiencia en
comercialización de energía en el Perú); por lo que las empresas
distribuidoras o clientes libres firmarían contratos de suministro con 4 a
5.5 años (como mínimo, pudiendo ser más) de anticipación de recibir el
abastecimiento de energía. Para el caso de las centrales térmicas, el
abastecimiento de energía se daría aproximadamente 3 años después
de firmados los contratos de suministro.
Por lo mencionado, los proyectos de inversionistas privados en
centrales hidráulicas requieren obligatoriamente de contratos PPA, con
por lo menos 4 años de anticipación a la entrada en operación, para
alcanzar financiamiento a través de entidades financieras. Sin embargo,
la celebración de este tipo de contratos resulta bastante onerosa para
los promotores de Centrales Hidroeléctricas que tienen que firmar con
un 20% por debajo del precio pactado en PPAs por Centrales
Hidroeléctricas que se encuentran en operación (según información
67
proporcionada por especialista comercial eléctrico y promotor de
proyectos de centrales hidroeléctricas).
Si durante el periodo de construcción suceden algunos aplazamientos
en los inicios de la obras, ya sean ocasionados por los inversionistas o
por terceros, la obligatoriedad de los contratos generará riesgos de
incumplimiento en la entrega de la energía en los plazos pactados. Este
incumplimiento generará penalidades que serán asumidas por el
inversionista de acuerdo a lo establecido en cada contrato.
Asimismo, la celebración de un contrato de suministro con 4 a 5.5 años
de anticipación generará riesgos de desabastecimiento al cliente por el
posible incumplimiento de la fecha de entrada en operación de la
nueva central. Para ello, deberá generarse un ambiente de total
confianza entre ambas partes, siendo el cliente el que asumirá el riesgo
(acotado por alguna cláusula del contrato). Sin embargo, a través de
proyectos en centrales térmicas, el cliente podrá suscribir contratos de
suministro sólo con 3 años de anticipación a la puesta en operación de
la planta; pudiendo mostrar preferencia a este tipo de proyectos por la
pronta operación respecto a proyectos hidráulicos.
4.1.2 Riesgo Pre-Constructivo
4.1.2.1 Descalce entre la fecha del contrato y la necesidad de la energía del cliente.
Los contratos de suministro de energía que pactan el generador
(empresa en operación o en proyecto) y el cliente (empresa
distribuidora o cliente libre) se hacen efectivos a partir de la fecha
acordada en los mismos. Estas fechas se originan a partir de la puesta
en operación de la central.
Debido a ello, es poco probable que la fecha de entrada en operación
de la central sea la fecha en la que los clientes requieran del suministro
eléctrico. Este descalce originará que los ingresos uniformes del
proyecto sean efectivos a partir de la fecha en que el cliente necesite la
energía y no en la fecha de puesta en servicio de la central.
Por otro lado, es cierto que si el sistema interconectado requiere que la
nueva central opere entre la fecha de puesta en servicio y la de inicio
de los contratos con los clientes, la central recibirá los ingresos por la
energía producida pero a precio spot; pudiendo,este precio, ser mayor
o menor al regulado o al pactado en los contratos. Esta volatilidad en
los precios spot hace que los ingresos, en este periodo, sean una
incertidumbre y conlleven a un riesgo para los inversionistas.
68
Asimismo, la necesidad de generar contratos de suministro a futuro
para lograr el financiamiento del proyecto obliga a que los
inversionistas busquen varios clientes para alcanzar el ingreso mínimo
que garantice su viabilidad. Ello hace que la probabilidad del descalce
sea mayor y afecte negativamente a los ingresos del proyecto.
4.1.2.2 Entrega de permisos y licencias. La Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, norman el desarrollo
de actividades de generación de energía eléctrica. Estas actividades
pueden ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas. Para que
se desarrollen estas actividades cuando la capacidad instalada es mayor
a 500 KW.
Las Concesiones pueden ser:
- Temporales : Para efectuar estudios. Tienen un plazo de
duración de 2 años. No son exclusivas.
- Definitivas : Para construcción y operación de Centrales
Hidroeléctricas. Tienen plazo indeterminado.
Las Autorizaciones para construcción y operación de Centrales
Hidroeléctricas tienen plazo indeterminado. A continuación se presenta
el procedimiento para obtener la Concesión Temporal y Definitiva, así
como las Autorizaciones.
Procedimiento para obtener Concesión Temporal de
Generación Eléctrica
La LCE en el artículo 23° y en su Reglamento en sus artículos 30° al
33°, estipulan que se puede solicitar la concesión temporal de
generación cuando se desarrollen estudios sobre generación de energía
eléctrica previendo utilizar recursos hidráulicos cuya potencia sea
superior a 20 MW. Los requisitos establecidos en el artículo 30° del
Reglamento e ítem CE02 del Anexo N° 1 del Texto Único de
Procedimientos Administrativos (TUPA) son:
a) Solicitud de Concesión Temporal dirigida al Director General de
Electricidad de acuerdo y el pago del TUPA (40% UIT).
b) Identificación y domicilio legal del peticionario.
c) Memoria descriptiva, plano general del anteproyecto y coordenadas
UTM (PSAD 56) de los vértices del área de los estudios.
69
d) Copia de autorización para el uso de recursos naturales de
propiedad del Estado para realizar estudios, cuando corresponda.
e) Requerimiento específico de posibles servidumbres sobre bienes de
terceros.
f) Descripción y cronograma de los estudios a ejecutar.
g) Presupuesto del estudio.
h) Garantía vigente durante el plazo de concesión solicitado, por un
monto equivalente al 1% del presupuesto del estudio hasta un
tope de 25 UIT.
En un plazo máximo de cinco (5) días hábiles de presentada la
solicitud, la Dirección General de Electricidad evaluará si cumple con los
datos y requisitos. De ser el caso, la admitirá y dispondrá su
publicación inmediata en el Diario Oficial "El Peruano" por dos días
calendario consecutivos, por cuenta del interesado. El plazo de trámite
de una concesión temporal, dentro de un procedimiento normal, no
debe superar los 30 días hábiles.
La concesión temporal no tiene carácter exclusivo y se puede otorgar a
más de un peticionario en la misma área. La renovación de la
concesión temporal sólo podrá otorgarse una vez, por un nuevo
período no mayor de dos años y sólo procede cuando no ha concluido
el estudio por causas de fuerza mayor. En este caso, treinta (30) días
calendario antes de su vencimiento, el peticionario presentará a la
Dirección General de Electricidad un informe sustentatorio, que incluya
la renovación o ampliación de la autorización del uso del recurso
natural para realizar el estudio, así como la renovación de la respectiva
garantía. La renovación será determinada, por Resolución Ministerial,
en un plazo máximo de treinta (30) días calendario de presentada. De
no mediar pronunciamiento en dicho plazo, se dará por
automáticamente aprobada. Si vencido el plazo otorgado para una
concesión temporal o su renovación, el concesionario no cumpliera con
las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de
los estudios y cumplimiento del cronograma correspondiente, la
Dirección ejecutará la garantía otorgada. Las Resoluciones Ministeriales
relativas al otorgamiento, renovación y renovación automática de
concesiones temporales, serán publicadas por una sola vez en el Diario
Oficial "El Peruano" por cuenta del interesado.
70
Procedimiento para obtener Concesión Definitiva de
Generación Eléctrica
La LCE en sus artículos 3°, 6°, 22°, 25°, 26° y 28° y su Reglamento en
sus artículos 37° al 43°, 53° y 54°, indican que se puede solicitar la
concesión definitiva para aquellas actividades de generación de energía
eléctrica que utilicen recursos hidráulicos y cuya potencia sea superior
a 20 MW. Los requisitos establecidos en el artículo 25° de la Ley, 37°
del Reglamento e ítem CE01 del Anexo N°1 del Texto Único de
Procedimientos Administrativos (TUPA) son:
a) Identificación y domicilio legal del solicitante.
b) Autorización del uso de recursos naturales (agua) de propiedad del
Estado para ejecución de obras, cuando corresponda.
c) Memoria descriptiva y planos completos del proyecto, con los
estudios del proyecto a nivel de factibilidad, por lo menos.
d) Calendario de ejecución de obras, indicando el inicio y la puesta en
operación comercial.
e) Presupuesto del proyecto.
f) Especificación de las servidumbres requeridas.
g) Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (PSAD
56).
h) Resolución Directoral de aprobación del Estudio de Impacto
Ambiental.
i) La garantía de fiel cumplimiento de ejecución de obras del 1% del
presupuesto del proyecto con el tope de 50 UIT, que será devuelta
cuando se suscriba el Contrato de Concesión Definitiva.
j) Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte
de capital con fines de ejecución de obras.
k) Informe emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada,
respecto a la solvencia financiera del solicitante.
El plazo de trámite para la aprobación de una concesión definitiva
dentro de un procedimiento normal, no debe superar los 60 días
hábiles de la fecha de presentación. La Concesión Definitiva es de plazo
indefinido, y se podrá otorgar a personas naturales y/o jurídicas,
nacionales o extranjeras que desarrollen actividades de generación. Las
personas jurídicas deberán estar constituidas con arreglo a las leyes
peruanas.
Si dentro del plazo de 15 días hábiles posteriores a la fecha de la última
publicación, señalado en el artículo 26º de la LCE, se presentaran
71
nuevas solicitudes para una misma concesión, la Dirección general de
Electricidad :
• Notificará al peticionario de la concesión y a los solicitantes
concurrentes dentro de los siguientes cinco (5) días calendario.
• Determinará las solicitudes concurrentes válidas para su admisión.
• Calificadas las solicitudes concurrentes, se seleccionará la mejor
alternativa en base al mejor aprovechamiento de los recursos
naturales. En igualdad de condiciones, se tendrá preferencia el
menor plazo de ejecución de obras. De persistir la igualdad, tendrá
mejor derecho quien haya sido titular de una Concesión Temporal y
haya cumplido sus obligaciones satisfactoriamente.
De ser conforme se suscribirá un Contrato de Concesión Definitiva.
Las Concesiones Temporales tienen el riesgo de competencia porque
otros interesados pueden solicitar la Concesión Temporal de la misma
área de estudio; es decir, que el área de concesiones puede
traslaparse. Esto si bien da competencia en la asignación de
Concesiones Definitivas, la definición se efectúa utilizando el criterio de
velocidad en la ejecución de los Estudios, para solicitar la Concesión
Definitiva, lo más rápido posible.
Las Concesiones Definitivas también tienen el riesgo de competencia
porque otros interesados pueden solicitar dicha Concesión, en el
extremo, de la misma área del proyecto. El criterio de definición para
seleccionar la mejor alternativa no es objetiva, debido a que se puede
presentar un diseño de más alto costo que mejore el aprovechamiento
del recurso hidráulico, que al final no se ejecute con ese diseño sino
con un diseño optimizado posteriormente de menor utilización de los
recursos hidráulicos. Para los Contratos de Concesiones Definitivas está
exonerado la garantía de fiel cumplimiento.
Las Autorizaciones tienen el mismo riesgo que las Concesiones
Definitivas debido a que su procedimiento de otorgamiento es similar.
Una complicación adicional que enfrentan los proyectos de Centrales
Hidroeléctricas debido a la especificidad de sus activos está relacionada
con la obtención de licencias y permisos municipales. Al respecto, la
construcción e instalación de las diversas estructuras que conforman
una planta de generación hidráulica requiere la obtención de licencias
de parte de los Gobiernos Locales.
72
Dado que las Centrales Hidroeléctricas deben ubicarse en las zonas
donde se encuentra el recurso hídrico; en muchos casos deben
solicitarse licencias en Municipios que no cuentan con procedimientos
aprobados para tales efectos, de modo que el otorgamiento de la
autorización para construir o instalar las estructuras queda a entera
discrecionalidad de las referidas autoridades. Se han dado casos en
que los Municipios asumen que pueden efectuar cobros por conceptos
no permitidos (por ejemplo, por kilómetro de terreno utilizado para la
construcción de los túneles dentro de sus respectivas jurisdicciones) o
cobros mayores a los previstos legalmente. Además, tales Municipios
pueden considerar que cuentan con plazos no sólo distintos para
trámites iguales, sino tomarse el tiempo que consideren conveniente
para resolver las solicitudes. Más aún, en el caso extremo, los
Municipios pueden entender que están facultados para impedir la
construcción de las obras. Todo esto afecta negativamente los costos
del proyecto (los incrementa) y; además, la oportunidad del inicio de
operación comercial.
4.1.2.3 Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental – EIA –
Entre los requisitos para solicitar una concesión definitiva, el más
complejo suele ser la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental
(EIA). Según los artículos 14º y 15º del Reglamento de Protección
Ambiental en las Actividades Eléctricas, Decreto Supremo Nº 29-94-EM,
el EIA debe identificar y evaluar todos los impactos ambientales
previsibles directos e indirectos al medio ambiente físico, biológico,
socio-económico y cultural; así como, incluir un detallado Programa de
Manejo Ambiental que prevea las acciones necesarias para evitar,
minimizar y/o compensar los efectos negativos del proyecto, así como
potenciar los efectos positivos del mismo. Además, si las actividades
van a afectar comunidades campesinas o nativas se debe tomar las
medidas necesarias para prevenir, minimizar o eliminar los impactos
negativos.
La incertidumbre del plazo en la ejecución del Estudio de Impacto
Ambiental, afecta de manera directa la decisión de los inversionistas en
proyectos de la envergadura de las Centrales Hidroeléctricas.
Asimismo, amplía el plazo de la puesta en operación y por ende, los
ingresos que, son tan importantes en este tipo de proyectos.
De acuerdo con la normativa vigente, los proyectos de inversión que
puedan causar impactos en el medio ambiente, como es el caso de las
73
Centrales Hidroeléctricas, deben sujetarse a las disposiciones
ambientales específicas; esto es, a lo señalado por la Ley General del
Ambiente y Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto
Ambiental (LSNEIA).
Recientemente se ha emitido el Decreto Legislativo Nº 1013, que
aprueba la Ley de Creación y Organización y Funciones del Ministerio
del Ambiente33. Esta norma dispone la fusión del Consejo Nacional del
Ambiente- CONAM en el Ministerio del Ambiente, siendo este último el
ente incorporante. De acuerdo con ello, a partir de la entrada en
vigencia de la norma, el Ministerio asume la función de dirigir y
coordinar el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental.
Ahora bien, esta norma y sus posteriores modificaciones han señalado
que el Ministerio no asumirá la funcion de otorgar las certificaciones
ambientales correspondientes, entre las que se encuentra el EIA, sino
que esa función sigue correspondiendo a la autoridad competente del
sector en el que la empresa solicitante desarrolla su actividad
productiva. No obstante lo anterior, se ha previsto la facultad del
Ministerio del Ambiente de revisar aleatoriamente los Estudios de
Impacto Ambiental aprobados por las autoridades competentes, con la
finalidad de coadyuvar al fortalecimiento y transparencia del Sistema
de Evaluación de Impacto Ambiental34.
La LSNEIA dispone que los proyectos de inversión podrán iniciarse
únicamente cuando se cuente con una certificación ambiental35. Con
dicho propósito, establece los requisitos, plazos y procedimientos para
la presentación de EIA de los proyectos públicos o privados.
El artículo 18 de esta norma establece que el EIA deberá ser
presentado ante la autoridad competente para su aprobación. De
acuerdo con lo señalado en la norma, la autoridad competente para la
evaluación de EIA es el Ministerio del sector correspondiente a la
actividad que desarrolla la empresa proponente o titular del proyecto36.
33 Publicado en el Diario Oficial el peruano el 14 de mayo de 2008. 34 Decreto Legislativo Nº 1039, que modifica disposiciones del Decreto Legislativo Nº 1013, publicado en el Diario Oficial el Peruano el 26 de Junio de 2008 y Decreto Legislativo Nº 1078, que modifica la Ley 27446, publicado el 28 de junio de 2008. 35 Ley 27446, Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental. Artículo 3.-Obligatoriedad de la certificación ambiental A partir de la entrada en vigencia del reglamento de la presente Ley, no podrá iniciarse la ejecución de proyectos incluidos en el articulo anterior y ninguna autoridad nacional, sectorial, regional o local podrá aprobarlas, autorizarlas, permitirlas, concederlas o habilitarlas si no cuentan previamente con la certificación ambiental contenida en la resolución expedida por la respectiva autoridad competente. 36 Ley 27446 Artículo 18.- Autoridades Competentes (…)
74
Recientemente se ha publicado un Decreto Legislativo que modifica el
artículo 18º de la LNSEIA37. Al respecto, si bien la autoridad
competente para aprobar el EIA continua siendo aquella
correspondiente al sector en el que la empresa solcitante desarrolla su
actividad productiva, se ha precisado que en el caso en el que el
proyecto o actividad cuya certificación ambiental se solicita,
corresponda a otro sector, la autoridad receptora de la solicitud deberá
requerir la opinión del sector competente. De acuerdo con ello, si bien
esta modificación mejora la situación previa, en la medida que al
menos permite la intervención del sector al que pertenece el proyecto a
ser desarrollado, la regla establecida en esta norma continúa siendo
ineficiente, en la medida que centraliza la decisión de aprobación del
EIA en un sector que no necesariamente contará con el expertise para
evaluar adecuadamente el impacto del proyecto propuesto.
La regla prevista por la LSNEIA, incluso con las recientes
modificaciones, no contribuye a una centralización eficiente de los
procedimientos de aprobación de EIA. Por el contrario, el criterio de
atribución de competencia para la emisión de certificaciones
ambientales genera que los EIA de proyectos de inversión en CH
puedan ser evaluados por autoridades de sectores distintos al sector
energía, que no cuentan con la especialización requerida para realizar
una evaluación del impacto de los proyectos en este sector desde una
perspectiva integral.
Más aún, esta norma genera que, en los hechos, el MEM tenga que
adoptar la decisión de otorgar o denegar una concesión en función de
la decisión adoptada por otra autoridad sectorial sobre los EIA, a pesar
de que pueda existir disparidad de criterios entre las entidades. En
este contexto, se incrementa la probabilidad de que el Ministerio del
Sector pueda requerir opiniones o formular consultas al sector
involucrado en la aprobación del EIA, lo que generaría mayores
dilataciones en el proceso de otorgamiento de concesiones.
El problema identificado es consecuencia de la premisa asumida por la
norma, que supone que el proyecto deba estar necesariamente
vinculado a la actividad principal desarrollada por la empresa
solicitante, supuesto que no necesariamente se presenta en la realidad.
18.2 .La autoridad competente para cada tipo de proyecto que quede comprendido en el listado de inclusión a que se refiere el artículo 4º de la presente Ley, es el Ministerio del sector correspondiente a la actividad que desarrolla la empresa proponente o titular del proyecto. 37 Decreto Legislativo Nº 1078, Decreto Legislativo que modifica la Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental publica en el Diario Oficial El Peruano con fecha 28 d ejunio de 2008.
75
Por el contrario, se han registrado varios proyectos de Centrales
Hidroeléctricas diseñados y construidos por empresas que no
pertenecen al sector energía. De esta manera, la norma en referencia
puede generar un desincentivo para los proyectos futuros de inversión.
En particular pueden desincentivarse proyectos desarrollados por
clientes libre industriales que podrían estar considerando incursionar en
la actividad de generación eléctrica, ya sea para auto consumo o para
abastecer al SEIN. En tal caso, y de tratarse, por ejemplo, de una
empresa dedicada a la actividad textil o industrial, la aprobación del
EIA para el proyecto correspondería al Ministerio de la Producción, a
pesar de que el mismo no tenga relación alguna con las actividades
supervisadas por dicha entidad.
La aprobación de los EIA en los referidos supuestos estará sujeta a
distintos criterios de evaluación en función de la autoridad competente
para evaluarlos. Más aún, como se ha señalado, si bien los plazos de
aprobación pueden estar determinados en el TUPA del Ministerio
competente, la LSNEIA establece la posibilidad de que el Ministerio
solicite - en el marco del mismo procedimiento - la opinión de otras
entidades estatales a efectos de determinar la viabilidad de la
aprobación del EIA, con el consecuente retraso que ello puede generar
en los plazos inicialmente previstos para la referida aprobación y la
discrecionalidad generada en los distintos criterios que dichas
autoridades pueden utilizar para la evaluación38. Al respecto, la reciente
modificación de la LNSEIA señala que el Reglamento de esta norma
deberá establecer el procedimiento intersectorial correspondiente. En el
marco de este procedimiento deberían establecerse plazos para el
pronunciamiento de los otros sectores, en la linea de las recientes
modificaciones de la Ley del Procedimiento Administrativo General, con
el proposito de evitar que se dilaten los plazos de espera dicha opinión
con el consecuente retraso que ello produciría en la emisión del
pronunciamiento respecto del EIA.
Ahora bien en el supuesto en el que la empresa que solicite la
Consesión sea una empresa parteneciente al sector energía, en
principio, el plazo de aprobación del EIA es de ciento veinte días
38 Al respecto, cabe agregar que de acuerdo con lo previsto en el artículo 4º de la LSNEIA, los proyectos deberán ser categorizados en función de la magnitud del riesgo ambiental que podrían generar, lo cual exige para los proyectos con mayor riesgo la presentación de EIA detallados. La norma establece que las autoridades competentes están obligadas a efectuar la referida categorización considerando los criterios de protección ambiental establecidos en el articulo 6º; no obstante, dado los términos amplios en los que se han establecido estos criterios, dicha clasificación resulta siendo discrecional y constituye un factor adicional de incertidumbre que deben enfrentar los proyectos de inversión en CH.
76
hábiles (a cargo de la Dirección General de Asuntos Ambientales
Energéticos) y en ausencia de pronunciamiento del MEM se aplica el
silencio administrativo negativo, es decir, se entiende que la solicitud
fue denegada.
El procedimiento de aprobación supone el envío del EIA al Instituto
Nacional de Recursos Naturales (INRENA) del Ministerio de Agricultura
y a la o las Direcciones Regionales de Energía y Minas correspondientes
a las zonas del proyecto.39 Si bien, se establece que entre la
presentación del EIA y su evaluación por el MEM deben transcurrir
sesenta días hábiles, se requiere la opinión del INRENA, que toma
veinte días hábiles, salvo que las instalaciones del proyecto pasen por
zonas protegidas, caso en el cual requiere usualmente de treinta días.
Si bien la opinión técnica del INRENA no es vinculante según el marco
legal, se acostumbra esperar que se obtenga una opinión favorable
pues de lo contrario el MEM no aprueba el EIA. Adicionalmente,
también se requiere llevar a cabo una audiencia pública para conocer la
posición de los agentes interesados. Luego de ello, existe la posibilidad
de que la autoridad plantee observaciones que deben ser levantadas
por el interesado dentro de noventa días; posteriormente, existe un
nuevo plazo de evaluación de treinta días. Si las observaciones se
mantienen nuevamente debe pasarse por una etapa de levantamiento
y así sucesivamente.
En tal sentido, dados los aspectos que deben ser evaluados y los
agentes participantes, existe la probabilidad de que la aprobación del
EIA se vea retrasada, lo cual dificulta la obtención de la concesión. Esto
incide en la oportunidad para el inicio de la operación comercial del
proyecto.
En el caso de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA), documento
que tiene el carácter de Declaración Jurada donde se expresa que el
proyecto de inversión cumple con la legislación ambiental y que es
39 TUPA del Ministerio de Energía y Minas - Procedimiento para la aprobación del EIA, que requiere de los siguientes documentos: a) Solicitud de acuerdo a formato b) Dos ejemplares del EIA: - Para la DGAA. - Para consulta del público en el proceso de participación ciudadana. c) Comprobante de entrega del ejemplar del estudio presentado en INRENA. d) Comprobante de entrega del ejemplar del estudio presentado en la Dirección Regional de Energía y Minas correspondiente a la zona del proyecto. e) Copia del estudio en medio magnético o, cd-rom. f) 30 resúmenes ejecutivos: - 5 para la dgaa - 25 para la Dirección Regional de Energía y Minas correspondiente a la zona del proyecto. g) Pago del 100% de la UIT
77
susceptible de generar impactos ambientales negativos poco
significativos, de acuerdo con los criterios de protección ambiental y la
normativa ambiental vigente; el plazo es de cuarenta y cinco (45) días.
En el caso de Planes de Manejo Ambiental (PMA) que es el plan
operativo que contempla la ejecución de prácticas ambientales,
elaboración de medidas de mitigación, prevención de riesgos,
contingencias y la implementación de sistemas de información
ambiental para el desarrollo de las unidades operativas o proyectos a
fin de cumplir con la legislación ambiental y garantizar que se alcancen
los estándares que se establezcan, el plazo es de cuarenta y cinco (45)
días.
La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del Ministerio
de Energía y Minas (DGAAE), podrá formular observaciones,
aclaraciones o solicitar ampliación de los temas tratados en los EA y
PMA, los cuales deberán ser atendidos por la empresa en un plazo que
fijará la DGAAE que no será mayor a noventa (90) días. Los EIA
deberán ser elaborados y suscritos por los profesionales de las
entidades autorizadas por la DGAAE. Las DIA podrán ser elaborados y
suscritos por un equipo multidisciplinario de profesionales (habilitados
por el Colegio Profesional correspondiente y contar con capacitación en
aspectos ambientales).
La Empresa deberá presentar al OSINERGMIN, dentro de los treinta
(30) días de haberse culminado los trabajos de construcción de
cualquier proyecto de generación, un Informe de cumplimiento de las
medidas recomendadas en el EA correspondiente. Asimismo, en este
informe se establecerán las medidas de control o mitigación que
correspondan en caso de encontrarse pasivos ambientales. La
autoridad podrá disponer la elaboración de un Plan de Manejo
Ambiental - PMA en los casos en los cuales alguna instalación lo
requiera siempre y cuando ésta cuente de un PAMA o EA aprobado
previamente.
Los solicitantes de Concesiones y empresas concesionarias deberán
considerar todos los efectos potenciales de sus proyectos de centrales
hidroeléctricas sobre la calidad del aire, agua, suelo y recursos
naturales. Su diseño, construcción, operación y cierre por abandono,
deberán ejecutarse de forma tal que minimicen los impactos dañinos.
Se deberá tener especial cuidado que no originen condiciones
inestables ambientales, como erosión e inestabilidad de taludes o
almacenamiento de sustancias peligrosas.
78
Los que sean propietarios de proyectos de centrales hidroeléctricas,
considerarán sus efectos potenciales sobre niveles de aguas
superficiales y subterráneas. Estos serán diseñados, construidos y
operados de tal manera que se minimicen sus efectos adversos sobre
la morfología de lagos, corrientes de agua y otros usos (potable,
suministro de agua, agricultura, acuicultura, recreación, cualidad
estética, hábitat acuático, etc.), que protejan la vida acuática.
En el cauce de ríos, quebradas o cruces del drenaje natural de las
aguas de lluvia, deberán construirse instalaciones acordes con sus
regímenes naturales, para evitar la erosión de sus lechos o bordes
producidos por la aceleración de flujos de agua. De igual manera,
deben evitarse obras que impacten la fauna acuática. Asimismo, no se
deberá afectar severamente la biodiversidad en el área de influencia
del proyecto, no producir impactos negativos irreversibles en la flora en
peligro de extinción, o en la capacidad productiva de especies de flora
de valor alimenticio, farmacéutico, etc. Las áreas alteradas y
deforestadas como consecuencia de la ejecución del proyecto, serán
recuperadas y resembradas.
Las centrales hidroeléctricas en etapa de diseño, construcción o
instalaciones en operación considerarán los efectos potenciales de los
mismos sobre la fauna silvestre reduciendo pérdidas de su hábitat o la
capacidad reproductiva de especies valiosas o especies amenazadas.
También se tendrá en cuenta los efectos potenciales sobre el
ecosistema acuático y los recursos acuáticos como peces, mariscos,
plantas marinas, etc.; se deberá minimizar los impactos negativos en
su hábitat o capacidad productiva especialmente de las especies
amenazadas y de las especies acuáticas raras.
Los EIA de las centrales hidroeléctricas contendrán un “Enfoque de
Manejo de Cuenca” con la finalidad de recomendar medidas a tomarse
desde el punto de vista ambiental para evitar la desestabilización del
sistema hidrológico e hidrobiológico de la superficie colectora que
drena las aguas hacia el reservorio para su aprovechamiento
energético. Este Enfoque de Manejo de Cuencas deberá ser
concordante con el Programa Regional de Cuencas que diseñen los
Gobiernos Regionales.
Las centrales hidroeléctricas contarán con un programa de manejo y
administración de recurso hídrico con la finalidad de asegurar el
adecuado control en el uso del recurso y no desestabilizar el sistema
79
hidrológico. Este plan, que tendrá carácter de declaración jurada,
contendrá el cálculo y mantenimiento del caudal ecológico.
Finalmente, la autorización de generación con recursos hidráulicos
también deberá ser solicitada a la Dirección de Concesiones Eléctricas,
ésta debe resolver dicha solicitud en el plazo de treinta días hábiles y
en ausencia de pronunciamiento dentro del plazo, la solicitud se
entiende aprobada. Este plazo suele ser respetado si los documentos
requeridos se encuentran conforme.
Adicionalmente a lo anterior, corresponde señalar que las concesiones
que afecten terrenos en los que existan bienes integrantes del
Patrimonio Cultural de la Nación deben contar con la autorización
previa del Instituto Nacional de Cultura (INC), pues si se otorgan sin
observar este requisito son nulas de pleno derecho.40 Esta autorización
previa se obtiene a través del Certificado de Inexistencia de Restos
Arqueológicos (CIRA). La solicitud se presenta ante el INC41 y debe ser
aprobada dentro del plazo de 30 días hábiles, en ausencia de
pronunciamiento aplica el silencio administrativo negativo, es decir, la
solicitud se entenderá denegada. En la práctica, habitualmente la
autoridad toma más tiempo para su decisión, en particular si el
proyecto se ubica en provincias.
De encontrarse restos arqueológicos en la zona del proyecto, se
paraliza el procedimiento de expedición de CIRA y miembros del INC
establecen las indicaciones a seguir para poder llevar adelante el
proyecto y/o proceden a retirar los restos arqueológicos de la zona y/o
señalan que el lugar no es apto para realizar las obras. Sin embargo,
esta etapa no se encuentra regulada, por lo que queda a decisión del
INC determinar cuál de las opciones antes indicadas corresponde;
40 Artículo 30 de la Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación, Ley 28296. 41 TUPA del Instituto Nacional de Cultural - Procedimiento para obtener el CIRA, que requiere de los siguientes documentos: a) Adquisición de Carpeta de tramite, con formato (F.U.T) dirigido al Director Ejecutivo del INC, indicando uso futuro al que ha de ser destinado el predio. b) Dos copias de planos de ubicación y perimétrico firmados por el ingeniero a cargo de la obra y el Arqueólogo a cargo del Proyecto. c) Tres reducciones de los planos indicándoos en formato A3 d) Tres copias de plano trazado incluyendo áreas de servidumbre y caminos de acceso e) Dos copias de memoria descriptiva visadas por los profesionales antes indicados. f) Adjuntar copia legalizada del trámite concesión y/o autorización del Estudio del Impacto Ambiental y proyectos de manejo ambiental. g) Comprobante de pago. h) Constancia de deposito de Supervisión y Evaluación Técnica de Campo i) Constancia de Aprobación de Evaluación Arqueológica. j) Pago del 100% de la UIT.
80
asimismo, no existe plazo previsto para su pronunciamiento en estos
casos.
Como es evidente, si se encuentran restos arqueológicos existe una
probabilidad elevada de que el proyecto se vea retrasado, ya sea
porque sea necesario llevar a cabo el retiro de los restos o porque deba
procederse a efectuar la reubicación de las obras. Esto incide no sólo
en la oportunidad para el inicio de la operación comercial del proyecto,
sino en los costos considerados originalmente.
El principal riesgo es el plazo que toma la aprobación del Estudio
Ambiental de una Central Hidroeléctrica, que tiene tres componentes:
• La poca experiencia de los especialistas del Ministerio de Energía
y Minas, hace que la rigurosidad sea extrema en aspectos poco
relevantes.
• Las observaciones de INRENA en algunos casos son persistentes
y pretenden que se efectúen trabajos que exceden, en algunos
casos, los límites del conocimiento actual.
• Los talleres que están dirigidos a los pobladores de las diferentes
localidades que se encuentran en el ámbito del proyecto, son
muchas veces numerosos debido principalmente a la rivalidad
que existe entre las localidades, que en muchos casos es
ancestral e irreconciliable. Este hecho hace que si una localidad
acepta la ejecución del proyecto, alguna de las localidades
vecinas no acepte el proyecto. Asimismo, por esta razón el
número de talleres se multiplica.
4.1.2.4 Otorgamiento del Derecho de Agua.
A la fecha, entre las funciones de la Intendencia de Recursos Hídricos
del Instituto Nacional de Recursos Naturales –INRENA, se encuentran:
• Autorizar y aprobar previa opinión de las Juntas de Usuarios
correspondientes, la ejecución de estudios y obras para el
otorgamiento de licencias de uso de aguas superficiales y
subterráneas;
81
• Otorgar licencias de uso de aguas superficiales y subterráneas
para los usos previstos en la legislación de aguas, previa opinión
de las Juntas de Usuarios correspondientes.42
No obstante, recientemente se ha creado la Autoridad Nacional de
Agua, como ente responsable de elaborar la política y estrategia
nacional de recursos hídricos y de establecer los procedimientos para la
gestión de dichos recursos43. Sin embargo, a la fecha aun no se han
establecido sus funciones específicas, por lo que en la actualidad, el
INRENA sigue administrando los procesos de otrogamiento de licencias
para el uso de aguas.
La autorización para ejecución de estudios es el primer paso para
obtener una licencia de uso de aguas con fines energéticos, ya que
permite llevar a cabo los estudios necesarios para elaborar y presentar
el proyecto hidráulico. Luego de ello, se requiere la autorización para
ejecución de obras, mediante la cual se aprueban los estudios
definitivos del proyecto hidráulico para fines energéticos y se autoriza
al solicitante la ejecución de obras del proyecto. Finalmente, se debe
solicitar el otorgamiento de la licencia de uso de aguas para fines
energéticos, la misma que se obtiene de modo automático al culminar
la ejecución de obras.
Sin perjuicio de ello, en los procedimientos correspondientes al INRENA
no se encuentran regulados los procedimientos respectivos para el
otorgamiento de las autorizaciones y licencias antes indicadas44. En tal
sentido, no existe certeza para los administrados sobre los requisitos y
formalidades necesarias o los derechos a pagar por el trámite, ni sobre
la forma de calificación de la solicitud (silencio administrativo positivo o
negativo) o la dependencia donde se efectúa el trámite y la autoridad
que aprueba la solicitud o que resuelve los recursos impugnatorios. Ello
42 Artículos 6.5 y 6.6 del Decreto Supremo Nº 078-2006-AG, Dictan disposiciones en materia de aguas sobre dependencia de las Administraciones Técnicas de los Distritos de Riego y para uniformizar procedimientos administrativos a nivel nacional. 43 Decreto Legislativo Nº 997, que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, publicado en el Diario Oficial El Peruano con fecha 13 de marzo de 2008. Esta norma estableció en su Primera Disposición Complementaria lo siguiente: Primera.- “Créase la Autoridad Nacional del Agua como organismo público adscrito al Ministerio de Agricultura, responsable de dictar las normas y establecer los procedimientos para la gestión integrada y sostenible de los recursos hídricos. Tiene personería jurídica de derecho público interno y constituye un pliego presupuestal. La Autoridad Nacional del Agua es la encargada de elaborar la Política y Estrategia Nacional de Recursos Hídricos y el Plan Nacional de Recursos Hídricos, ejerciendo potestad sancionadora en la materia de su competencia, aplicando las sanciones de amonestación, multa, inmovilización, clausura o suspensión por las infracciones que serán determinadas por Decreto Supremo y de acuerdo al procedimiento que se apruebe para tal efecto, ejerciendo en caso corresponda la facultad de ejecución coactiva(…)” 44 Texto Único de Procedimientos Administrativos – TUPA vigente del INRENA.
82
genera que en la práctica tanto la obtención de autorizaciones para la
ejecución de estudios y obras para el otorgamiento de licencias de uso
de aguas, como de licencias de uso de aguas, constituyan trámites
completamente informales.
En la actualidad, estos procedimientos son iniciados ante la
Administración Técnica del Distrito de Riego (ATDR) correspondiente al
área geográfica determinada, la cual de modo completamente
discrecional - puesto que estos organismos tampoco cuentan con
procedimientos establecidos al efecto - requiere a los administrados la
documentación que según su criterio estima necesaria. La ATDR evalúa
la documentación presentada y luego la deriva acompañada de una
opinión sobre lo solicitado al INRENA, siendo este último quien resuelve
en base a la opinión de la ATDR. Como se ha indicado, estos
procedimientos no cuentan con un plazo legal máximo, por lo que
pueden durar meses y; además, las autoridades encargadas de
resolver requieren documentación e información que los administrados
no tienen obligación legal de presentar.
Por ejemplo, en el caso del Proyecto Central Hidroeléctrica Nuevo
Imperial (Hidrocañete S.A.), la Oficina de Gestión Ambiental
Transectorial, Evaluación e Información de Recursos Naturales –
OGATEIRN de INRENA solicitó la presentación de un Estudio de
Impacto Ambiental (EIA) para emitir opinión técnica sobre el mismo,
como parte del trámite de autorización para ejecución de obras para el
otorgamiento de licencias de uso de aguas de una central hidroeléctrica
de 4.3 MW. Dada la potencia instalada de esta Central Hidroeléctrica el
proyecto sólo requería de una autorización del Ministerio de Energía y
Minas, con lo cual no le era aplicable la realización de un EIA45. En tal
sentido, pese a que la norma especial sobre la materia no lo exigía, la
OGATEIRN exigió la presentación de un EIA y una vez que el mismo
fue presentado lo retuvo por cuatro meses devolviéndolo
posteriormente, sin emitir opinión técnica alguna sobre el particular.46
Por otro lado, la regulación sobre aguas presenta vacíos y no se
encuentra actualizada, a tal punto que no permite su aplicación para
suplir la falta de procedimientos expresos para solicitar el otorgamiento
de la licencia de uso de aguas para fines energéticos. La Ley General
45 Artículo 38 de la LCE. 46 Lo único que señaló la OGATEIRN mediante carta fue que “(…) de acuerdo a la normatividad vigente en el Ministerio de Energía y Minas, que es la autoridad competente, no requiere de presentación de EIA”.
83
de Aguas (Decreto Ley 17752) se limita a indicar que “podrán
otorgarse usos de agua para la generación de energía y para
actividades industriales y mineras, preferentemente para las
comprendidas en los planes estatales de promoción y desarrollo”47,
mientras que el reglamento de dicha Ley en cuanto a los “Usos
Energéticos, Industriales y Mineros” aprobado por Decreto Supremo
261-69-AP, contiene algunos artículos que en la práctica no resultan
aplicables por aludir a organismos que ya no existen o a normas que se
encuentran derogadas.
Así, el otorgamiento de licencias de uso de agua para fines energéticos
queda sujeto a la decisión discrecional de la entidad del sector
agricultura encargada de tal función, que actualmente es el INRENA
con la opinión de la ATDR. De esta forma, los funcionarios encargados
aplican las limitadas normas existentes según su criterio para tramitar
las solicitudes de los administrados de la forma que usualmente
estiman conveniente.
La informalidad existente en el otorgamiento de licencias de uso de
aguas reduce notoriamente la predicitibilidad del sistema e introduce
riesgos sobre la oportuna puesta en operación comercial de las
instalaciones de generación hidráulica.
El riesgo principal en los derechos de uso del agua son los cambios en
la legislación que ocasiona que nuevos actores intervengan en el
otorgamiento de los derechos de uso del agua, que traen criterios
políticos y hacer sentir su poder. Este aspecto ha sido ocasionado al
delegar que las Direcciones Regionales otorguen autorizaciones y
licencias, debido a que las referidas Direcciones dependen de los
Gobiernos Regionales. Esta situación está ocasionando que licencias
existentes que otorgan derechos de uso de agua estén siendo
canceladas aduciendo problemas de conflicto de intereses con el uso
del agua, que no se tratan en forma técnica, de tal forma que permita
tener soluciones transparentes.
Asimismo, la intervención del INRENA ocasionará que los plazos se
alarguen para el otorgamiento de derechos de uso del agua, debido al
tiempo de respuesta que tiene dicha institución y a las observaciones
que realiza y que en algunos casos son persistentes y pretenden que se
47 Artículo 51 del Decreto Ley 17752 (Capítulo IV denominado “De Los Usos Energéticos, Industriales y Mineros” del Título III denominado “De Los Usos De Aguas”).
84
efectúen trabajos que exceden, en algunos casos, los límites del
conocimiento actual.
Al respecto, la creación de la Autoridad Nacional de Agua constituye
una señal positiva en el proceso de centralización de la función de
administrar el otorgamiento de las licencias de uso de aguas. Sin
embargo, resulta necesario que se reglamenten y se establezcan
adecuadamente sus responsabilidades y que se definan sus
competencias frente al INRENA, elminándose adicionalmente la
intervención de las ATDR.
4.1.2.5 Solicitud de Garantías previas
Concesión Temporal
Tratándose de estudios de centrales de generación hidráulica, se
solicita una garantía vigente durante el plazo de concesión solicitado,
por un monto equivalente al 1% del presupuesto de los estudios, hasta
un tope de 25 UIT. El plazo de vigencia de la garantía cubre el período
total de la Concesión Temporal y se devuelve cuando se cumplen todas
las obligaciones adquiridas.
Concesión Definitiva
Tratándose de concesión definitiva de generación hidráulica, el monto
de la garantía será equivalente al 1% del presupuesto del proyecto,
con un tope de 50 UIT. La vigencia de la garantía se extenderá hasta la
suscripción del correspondiente contrato de concesión.
Autorizaciones
Se exceptúa de la presentación de garantía previa, las solicitudes de
autorización para generación hidráulica.
4.1.2.6 Entrega de Servidumbres
La especificidad de los activos de los proyectos de inversión en CH
genera diversas complicaciones para efectos de la construcción de CH.
Como se sabe, a diferencia de lo que ocurre con las Centrales Térmicas
que pueden ubicarse a discresión del inversionista, los activos de
generación en el caso de Centrales Hidroeléctricas deben construirse
en las zonas en que se encuentra el recurso hídrico que se utilizará
85
como fuente de generación eléctrica, cualquiera que fuese el área
geográfica en que se encuentre.
Una primera complicación está relacionada con las servidumbres. La
LCE otorga al concesionario el derecho de solicitar la imposición de
servidumbres para la operación de los activos de generación. Pese a
ello, este derecho no puede ser ejercido plenamente o enfrenta
complicaciones indebidas. La problemática de las servidumbres es de
distinta naturaleza en función de la capacidad instalada de los
proyectos de generación hidráulica.
El derecho de establecer una servidumbre obliga a indemnizar el
perjuicio que ella causare y a pagar por el uso del bien gravado.
A continuación se describen los tipos de servidumbres.
Servidumbres Permanentes
Están destinadas al funcionamiento del Servicio Público de Electricidad
y su duración corresponde al tiempo durante el cual éstas se
consideran de necesidad y utilidad pública. Estas servidumbres pueden
ser:
a. De acueductos y de obras hidroeléctricas;
b. De electroductos para establecer líneas de transmisión y
distribución;
c. De líneas telefónicas, telegráficas y de cable-carril;
d. De instalaciones de radio y televisión;
e. De paso para construir senderos, trochas, caminos y ferrovías; y
f. De tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras
e instalaciones.
Servidumbres de ocupación temporal
Están destinadas a almacenes, depósitos de materiales, colocación de
postería o cualquier otro servicio que sea necesario para efectuar
estudios de generación y/o transmisión, o realizar obras u operaciones
preliminares o de emergencia en relación al Servicio Público de
Electricidad. Se extinguen con la conclusión de los estudios u obras a
los cuales están ligados.
Los estudios de generación y transmisión mencionados comprenden
actividades tales como ejecución de investigaciones geognósticas,
mediciones, levantamientos topográficos y otros.
86
También pueden ser de carácter temporal las servidumbres de paso,
para construir senderos, trochas, caminos y ferrovías para fines de los
estudios u obras materia del presente numeral.
• Servidumbre de Acueductos y de Obras Hidroeléctricas
Se impondrá para el establecimiento del conjunto de las instalaciones
destinadas al funcionamiento de un sistema de generación
hidroeléctrica que comprende los siguientes elementos:
- Reservorios de regulación.
- Obras de toma.
- Obras de aducción.
- Cámara de carga o chimenea de equilibrio.
- Tubería forzada.
- Casa de máquinas.
- Patio de llaves.
- Obras de descarga.
Confiere a la Empresa los siguientes derechos:
a. De ocupación del área de terreno necesario para la imposición de
la servidumbre.
b. De construcción sobre el área de terreno a que se refiere el
inciso anterior de las obras necesarias para los fines del servicio.
c. De uso de cauce de un canal pre-existente en el predio sirviente,
siempre que no altere los fines para los que fue construido.
d. De extracción de piedras, arena y demás materiales de
construcción existentes en el área del predio sirviente, afecta a
las servidumbres necesarias para la construcción de las obras;
e. De cercar los terrenos necesarios para las bocatomas,
vertederos, clasificadores, estanques, cámaras de presión,
tuberías edificios y dependencias, habitaciones para el personal,
canales de desagüe, caminos de acceso, y en general, todas las
obras requeridas para las instalaciones.
f. De descarga de las aguas de los cauces existentes en el predio
sirviente siempre que las condiciones de éstos lo permitan.
• Servidumbre de Paso
Comprende lo siguiente:
87
a. El derecho de transitar a través de los predios que sea necesario
cruzar para establecer la ruta de acceso mas conveniente a los
fines del servicio, en caso de no existir caminos adecuados para
la unión del sitio ocupado por las obras e instalaciones con el
camino público mas próximo y/o de ocupar accesoriamente
terrenos sobre el predio sirviente para construir vías de empalme
entre los caminos de ocupación de las obras e instalaciones.
b. Paso por los caminos existentes del predio sirviente para el
tránsito del personal de trabajo y de vehículos de transporte
destinados a la construcción, conservación y reparación de las
instalaciones.
c. Procedimiento para el establecimiento de servidumbres
d. Servidumbres Permanentes
e. La solicitud para que se imponga una o varias servidumbres de
tipo permanente o para que las mismas se modifiquen, deberá
estar dirigida al Director General de Electricidad, consignando la
información y documentación siguiente:
Memoria explicativa conteniendo la información siguiente:
a. Tipo de servidumbre, cuya imposición se solicita.
b. Duración de la servidumbre.
c. Razones de orden material o técnico que sirvan de
fundamento a su imposición y ubicación.
d. Nombre y domicilio de los propietarios y ocupantes de
los terrenos y/o aires afectos a la servidumbre;
precisando de ser pertinente, los casos en los cuales los
propietarios son personas inciertas o desconocidas, o se
ignora sus domicilios. Asimismo, datos referentes a la
identificación o ubicación de los predios a afectarse.
e. Condición de los terrenos y/o aires por afectarse; con
indicación de las obras, trabajos o cultivos que existen en
los primeros.
Memoria Descriptiva general de las obras que han de ejecutarse,
precisando las áreas superficiales y fajas de aire por ocuparse,
especificando así mismo la resolución que aprueba el estudio
respectivo.
88
Planos demarcando las zonas de influencia de la servidumbre con
delimitaciones de la propiedad de los precios afectados. La escala
del plano no será mayor de 1: 2,000, y a manera de referencia
se consignará el nombre de los ríos, cerros, quebradas, fundos,
poblaciones y otros accidentes topográficos.
En caso que la imposición servidumbre afecte predios de propiedad de
Comunidades Campesinas será necesario el informe previo del
Ministerio de Agricultura o de la entidad competente, sobre la
propiedad del bien y la personería de los representantes que actúen en
el procedimiento a nombre de la comunidad.
Los documentos indicados anteriormente se adjuntarán con tantas
copias como sean necesarias, para que la Dirección notifique a los
propietarios afectados y entidades relacionadas a la imposición de
servidumbre.
Los planos, memoria descriptiva y otros documentos técnicos serán
debidamente suscritos por el profesional colegiado responsable.
Presentada la documentación conforme a los requisitos indicados, la
Dirección correrá traslado de la solicitud, adjuntando la documentación
pertinente por un plazo de treinta (30) días útiles, a las siguientes
personas o entidades según el caso.
a. Si la Servidumbre afecta propiedad privada, al propietario de la
misma.
b. Si la Servidumbre afecta propiedad del Estado, Municipalidades,
entidades fiscalizadas, Corporaciones, SAIS, a la respectiva
repartición o entidad.
c. Si la Servidumbre es de acueducto o de obras hidroeléctricas, al
Ministerio de Agricultura.
d. Si la Servidumbre debe imponerse sobre lugares limítrofes del
país que puedan interesar a la navegación o a la defensa
nacional, al Ministerio de Relaciones Exteriores y/o a los
Ministerios de Guerra, Marina o Aeronáutica, según el caso. Al
mismo tiempo, la Dirección notificará a la empresa solicitante y a
los titulares de los predios sirvientes que correspondan para que
en el plazo indicado en el primer párrafo de este numeral,
presenten las valorizaciones de los bienes afectados, firmados
por ambas partes.
89
Las partes harán las valorizaciones de los predios afectados en mutuo
acuerdo, pudiendo recurrir al asesoramiento de un perito tasador.
En caso que el propietario del predio sirviente sea incierto o
desconocido, o se ignore su domicilio, la Dirección encarga a la
Empresa solicitante que haga la notificación, mediante publicaciones
por tres veces en el Diario Oficial “El Peruano”, y en un periódico de la
localidad, mediando cinco días entre publicaciones.
El plazo de los treinta (30) días para presentar las valorizaciones
empezará a correr desde el día siguiente al de la última publicación.
Cumplidos los plazos para la presentación de las valorizaciones, la
Empresa solicitante dentro de los tres (03) días útiles siguientes
informará a la Dirección sobre las valorizaciones faltantes, incluyendo
los casos del numeral, y de los predios en litigio.
Luego, la Dirección observará el siguiente procedimiento:
En un plazo de diez (10) días útiles de recibido el informe de la
Empresa solicitante, previo aviso a las partes, solicitará al Cuerpo
Técnico de Tasaciones que nombre a un perito dirimente para que
efectúe la valorización del bien a afectarse en servidumbre, en base al
arancel vigente del Consejo Nacional de Tasaciones. El Cuerpo Técnico
de Tasaciones nombrará a dicho perito dentro de los tres (03) días
útiles siguientes a la fecha de notificación de la Dirección. Este peritaje
se considerará definitivo.
La Dirección dentro de un plazo de quince (15) días útiles siguientes de
recibidas las valorizaciones aceptadas por las partes o las efectuadas
por el perito dirimente emitirá el informe correspondiente, formulará el
proyecto de Resolución Ministerial y hará el trámite para su aprobación.
Una vez emitida la Resolución Ministerial mencionada, deberá
publicarse por dos (02) veces con intervalos de cinco (05) días, en el
Diario Oficial “El Peruano”. Los datos que se deben consignar en la
Resolución de Imposición de Servidumbre serán los siguientes:
- La cantidad que, de acuerdo con la valorización practicada deberá
ser abonada a los propietarios o conductores de los predios.
- Indicación de las medidas que deben adoptarse para evitar los
peligros e inconvenientes de las instalaciones que ella comprende.
- La autorización para que la Empresa solicitante tome posesión de
la parte requerida del predio sirviente, una vez efectuado el pago a
los propietarios afectados, o consignado, el monto de la
valorización en el Banco de la Nación.
90
- Obligación de la Empresa a velar permanentemente para evitar que
en las fajas de servidumbre se ejecuten construcciones de vivienda
o construcciones en general.
El monto de la valorización debe ser pagado por la Empresa al
propietario o conductor del predio sirviente dentro del plazo máximo de
quince (15) días útiles de la fecha en que fue notificada la resolución.
En los casos en que no sea posible entregar los montos de las
valorizaciones a los propietarios de los predios sirvientes por estar los
mismos en litigio, o por no ser aceptado por los propietarios afectados,
o cuando los propietarios son personas inciertas o desconocidas, o
cuando se ignora su dirección, la empresa procederá a consignar
judicialmente el monto en el Banco de la Nación dentro de los cinco
(05) días útiles siguientes al plazo anterior, bajo pena de declararse en
abandono de servidumbre. En los casos de propietarios inciertos o
desconocidos, o se ignore su domicilio, se hará la notificación
respectiva mediante la publicación por periódico por una sola vez.
Los honorarios del perito dirimente designado por el Cuerpo Técnico de
Tasaciones para efectuar la valorización del bien a afectarse, deberá
ser asumido por la Empresa de Servicio Público de Electricidad o
Concesionario y por el propietario del predio afectado, por partes
iguales.
La Empresa de Servicio Público de Electricidad o Concesionario podrá
financiar la parte correspondiente al propietario de los honorarios del
perito dirimente. Dicho monto se descontará de la cantidad de la
Valorización del bien que la Empresa debe pagar al propietario.
Servidumbres Temporales
Cuando las Empresas de Servicio Público de Electricidad o
Concesionarios tengan que utilizar a título gratuito, el suelo, subsuelo y
aires tanto de los caminos públicos, calles y plazas, como de los demás
bienes de propiedad estatal, deberán cumplir con las disposiciones que
le sean aplicables.
Concluido el trámite administrativo con la Resolución Ministerial que
establezca o modifique la servidumbre, el propietario del predio
sirviente podrá contradecirlo en la vía judicial, sólo en la parte
pertinente a la valorización dentro de los noventa (90) días del pago o
de la notificación de la consignación del monto de la valorización.
91
El Ministerio de Energía y Minas, a pedido de parte o de oficio,
declarará la extinción de las servidumbres establecidas, cuando:
a. Quien solicitó la servidumbre no lleve a cabo las instalaciones u
obras respectivas dentro del plazo señalado al imponerse la
misma.
b. El propietario o conductor del predio sirviente demuestre que la
servidumbre permanece sin uso por más de doce (12) meses
consecutivos;
c. Sin autorización previa se destine la servidumbre a fin distinto
para el cual se solicito; y
d. Se de término a la finalidad para la cual se constituyó la
servidumbre.
Antes de los sesenta (60) días útiles del vencimiento del plazo señalado
en la Resolución de Imposición de Servidumbre para ejecución de las
Obras respectivas la Empresa de Servicio Público de Electricidad o
Concesionario podrá solicitar a la Dirección la prórroga de dicho plazo,
adjuntando la justificación respectiva.
Para los fines de la actual Norma las Empresas de Servicio Público de
Electricidad o Concesionarios deberán proporcionar las informaciones y
otorgar las facilidades que requiera la Dirección, debiendo las mismas
sufragar los gastos que se originen en los siguientes casos:
- En las publicaciones por periódico de las notificaciones a los
propietarios de los predios sirvientes.
- En las inspecciones relacionadas a la imposición de servidumbre
que autorice la Dirección.
Las Empresas de Servicio Público de Electricidad o Concesionarios
comunicarán oportunamente a las Municipalidades respectivas y
entidades competentes los casos de imposición de servidumbres de
electroducto o de otra clase, a fin de evitar que dichos organismos
autoricen el establecimiento de asentamientos humanos en terrenos
que resulten afectados.
Para las zonas fuera de la Provincia de Lima y de la Provincia,
Constitucional del Callao, donde no existen Jefaturas Regionales de
Electricidad, la Dirección encargará a la Empresa de Servicio Público de
Electricidad correspondiente la función de entregar a los propietarios
de los predios sirvientes las notificaciones y otros documentos a que se
refiere. En cuyo caso, dicha empresa informará, a la Dirección, de las
92
notificaciones entregadas adjuntando las copias de las mismas con los
cargos respectivos.
En el caso de grandes proyectos de generación, además de la dificultad
de negociar y obtener las servidumbres dentro del plazo requerido para
el oportuno inicio de operaciones comerciales, un problema de
relevancia es que las servidumbres sólo pueden ser inscritas en la
partida electrónica de la concesión cuando éstas recaen sobre predios
no inscritos, mientras que si recaen sobre predios inscritos las
servidumbres tienen que inscribirse en la partida registral del predio y
no pueden inscribirse en la partida electrónica de la concesión48. Esta
situación, aunque de naturaleza formal, resta valor a las concesiones
eléctricas haciendo más complejo el financiamiento de los proyectos de
inversión.
En el caso de los proyectos de generación más pequeños, en particular
aquellos con capacidad instalada menor a 20 MW, la LCE establece que
corresponde el otorgamiento de autorizaciones y no de concesiones. Si
bien los requisitos para obtener una autorización son menores según se
ha explicado previamente, lo cierto es que el marco legal no contempla
que los titulares de autorizaciones puedan solicitar la imposición de
servidumbres como sí ocurre con los titulares de concesiones. Si bien el
Reglamento de la LCE señala que los titulares de autorizaciones
tendrán los mismos derechos y beneficios que los titulares de
concesión, en la LCE no se señala expresamente que los titulares de
autorizaciones de generación puedan obtener la imposición de
servidumbres, por lo que en los hechos los pequeños proyectos de
generación hidráulica se ven afectados con este menor derecho.
En determinados supuestos la falta de la imposición de servidumbres
imposibilita la realización de proyectos de generación perfectamente
viables pero que requieren el uso de fuentes de agua que se
encuentran en terrenos cuyos titulares se niegan a permitir el acceso a
dicho recurso a través de su propiedad o exigen condiciones
exorbitantes para ello. De esta forma, los titulares de estos terrenos
“capturan” los pequeños proyectos de generación debido al vacío legal
antes señalado.
48 Artículo 5.16 de la Resolución Del Superintendente Nacional De Los Registros Públicos Nº 156-2001-SUNARP-SN, Aprueban Directiva que regula la inscripción de las Concesiones y de las Hipotecas de Concesiones de Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos: “Servidumbres inscribibles en el Registro de Concesiones. En el Registro de Concesiones para la Explotación de Servicios Públicos procede la inscripción de derechos de servidumbres, a favor de los titulares de las concesiones a que se refiere el numeral 5.1, que recaigan sobre áreas o predios no inmatriculados”.
93
Para finalizar, el Perú está copado de Comunidades Campesinas, que
no tienen título de propiedad, lo cual no permite pagar el uso del
terreno ocupado por las instalaciones. En este caso sólo se puede
pagar daños, lo que deja insatisfechos a las comunidades y se sienten
explotados. Este aspecto condiciona al comunero y puede provocar
actos vandálicos de parte de ellos.
El llegar a acuerdos en las transacciones con los afectados de la
servidumbre es cada vez más difícil y cuando se llega a algún acuerdo,
generalmente el afectado lo desconozca aduciendo que lo han
sorprendido. En algunos casos presentan denuncias al personal
profesional que está encargado de la Gestión de la Servidumbre,
complicando la elaboración del expediente de Servidumbre.
La rivalidad entre las comunidades que se encuentran ubicadas en las
inmediaciones del proyecto, ocasiona contratiempos y demoras en la
elaboración del expediente de servidumbre.
4.1.3 Riesgo Constructivo
4.1.3.1 Incumplimiento de la fecha en la terminación de la obra.
El incumplimiento de la finalización de la obra en la fecha estimada y
comprometida será consecuencia, posiblemente, de retrasos en los
trabajos programados por parte del constructor, eventualidades
geológicas encontradas en la construcción, demora en la entrega de
autorizaciones, demora en la llegada de materiales de construcción y
de equipos por problemas en el transporte (terrestre, aéreo o
marítimo), problemas con las comunidades, accidentes de trabajo,
ineficiencia del constructor, mal planeamiento de trabajo o imprevistos
atribuibles a causas de fuerza mayor. Es decir, el incumplimiento puede
ser generado por problemas del constructor, de las autoridades, de la
comunidad o de cualquier agente que interviene en la cadena de
abastecimiento para la construcción de la obra.
Estos retrasos generarán la ejecución de penalidades por no entregar
la energía en la fecha pactada con los clientes (contratos PPA o TOP).
Estas penalidades son económicas transformándose en sobrecostos
para el proyecto. Asimismo, el cliente podría resolver el contrato de
suministro ocasionando que los ingresos previstos para el proyecto no
se materialicen. Esto último haría peligrar el financiamiento adicional
que requeriría el proyecto para entrar en operación o elevaría el costo
del mismo.
94
Por otro lado, de no existir penalidades ni resolución de contratos,
siempre se generarán sobrecostos por el retraso de las obras debido a
que se incurrirán en mayores costos de mano de obra respecto a lo
planificado. Es por ello que dentro del esquema del Project Finance, se
busca cubrir este riesgo; sin embargo, existen casos en los que los
promotores asumen este riesgo, ya que el precio que pagan al
constructor es demasiado alto, menguando la rentabilidad buscada por
los inversionistas.
4.1.3.2 Abandono de la obra.
Existe el riesgo que el constructor abandone la obra y deje inconclusa
la misma. El inversionista aplicaría la penalidad contra el constructor
pero el daño que obtendría con la paralización parcial o definitiva de la
obra sería mucho mayor, pudiendo llegar a ser irreparable.
Con el abandono de las obras, el inversionista tendría que pagar las
penalidades a los clientes que firmaron contratos de suministro,
resolver los contratos con ellos y devolver el monto del financiamiento
utilizado hasta el momento del abandono. A esto se incrementa todos
los montos invertidos en los estudios pre-operativos, mano de obra y
adquisición de maquinarias.
4.1.3.3 Incremento imprevisto de las inversiones.
El incremento imprevisto de las inversiones o el escalamiento del
presupuesto se podrá dar por la escasez de las materias primas
requeridas en la obra, produciéndose un incremento en los precios de
éstos. Por ejemplo, la escasez del fierro o del cemento incrementarán
los montos de inversión al igual que la subida del precio del petróleo
originará el aumento del costo de transporte, incrementando el valor
de las inversiones. Asimismo, la aparición de tecnologías más eficientes
en las maquinarias a utilizar también provocaría el incremento de
inversiones.
Por otro lado, el incremento en las inversiones puede ser causa de un
mal estudio de costos en las inversiones o de problemas no previstos al
momento de analizar el proyecto. Esto último no necesariamente será
atribuible al inversionista debido a que los problemas podrán ser
ocasionados por la comunidad, por fallas geológicas o por causas de
fuerza mayor (terremotos, huaycos, desprendimientos, etc).
95
Sin embargo, cualquiera que fuese la causa que genere el incremento
de las inversiones afectará a la sostenibilidad y a la rentabilidad del
proyecto.
4.1.3.4 Mal diseño de la planta. Un mal diseño de la planta originará sobrecostos y/o nuevas
inversiones no previstas en los estudios de factibilidad del proyecto.
Directamente afectará a la rentabilidad del proyecto de ser un monto
que pueda asumir el inversionista; pero, si el monto es considerable y
no puede ser asumido por el inversionista podría paralizarse el proyecto
con las consecuencias que originaría el abandono del proyecto: pago
de penalidades y pérdida de la inversión realizada (pre-operativos,
mano de obra y maquinarias).
4.1.3.5 Represamiento.
La construcción de una represa implica una mayor inversión en la
construcción de una central hidroeléctrica. Con estas construcciones se
logra un determinado nivel del agua antes de la contención, y otro
nivel diferente después de la misma. Ese desnivel se aprovecha para
producir energía. El tamaño y la ubicación de la presa es muy
importante para evitar futuros problemas mediambientales. Los
proyectos de las represas grandes causan cambios ambientales
irreversibles en una área geográfica grande, y, por lo tanto, tienen el
potencial para causar impactos importantes.
Los efectos indirectos de la represa, que, a veces, pueden ser peores
que los directos, se relacionan con la construcción, mantenimiento y
funcionamiento de la misma (por ejemplo, los caminos de acceso,
campamentos de construcción, líneas de transmisión de la electricidad)
y el desarrollo de las actividades agrícolas, industriales o municipales,
fomentadas por la represa.
La construcción de una presa puede durar varios años, de 5 a 6 años.
Las situaciones que se dan durante la construcción son totalmente
diferentes a las que se tendrán una vez terminada la presa y su
posterior operación.
Generalmente, las presas se construyen en lugares bastante apartados,
de manera que el traslado diario de los obreros puede ser un problema
que induce a la empresa constructora a construir un campamento para
alojarlos en las proximidades de la obra. Considerando que el número
de obreros puede alcanzar varios cientos, el campamento provisional,
96
con una vida útil de 5 a 6 años debe ser planificado adecuadamente,
considerando todos los servicios básicos. El impacto ambiental del
campamento asi como de la represa debe ser estudiado en detalle, a
fin de analizar las medidas de mitigación de dichos impactos.
Asimismo, la ocurrencia de caudales que impidan o entorpezcan la
construcción de la central será un riesgo al que, también, estará
expuesto el inversionista y directamente el constructor de la obra.
4.1.3.6 Derivación
El canal de derivación se utiliza para conducir agua desde la presa
hasta las turbinas de la central. Generalmente es necesario hacer la
entrada a las turbinas con conducción forzada siendo, por ello, preciso
que exista una cámara de presión donde termina el canal y comienza la
turbina. Es bastante común evitar el canal y aplicar directamente las
tuberias forzadas a las tomas de agua de las presas.
Por lo general, y para evitar filtraciones en el terreno, los canales de
derivación están revestidos interiormente de mampostería, hormigón
en masa u hormigón armado. Los canales pueden realizarse en
desmonte, es decir excavando el terreno, solución que es la más
segura a efectos de la estabilidad y de la aminoración de filtraciones, a
media ladera, o sea excavando la ladera por un lado y disponiendo un
terraplén al otro lado y, finalmente, en terraplén, es decir, con obra de
fábrica a ambos lados, solución a la que se recurre sólo
excepcionalmente porque es la más costosa y porque, para que la
estabilidad tenga las debidas condiciones, debe consolidarse por medio
de contrafuertes, cimientos, entre otros.
El construir el canal de derivación genera riesgos debido a la geología
con la que se encontrará el constructor de la obra. Los estudios de
suelos no podrán predecir los problemas o inconvenientes que se
presentarán en el momento de la construcción; esta incertidumbre es
el riesgo que asume el inversionista.
4.1.3.7 Túnel (Tubería forzada)
En las instalaciones hidroeléctricas, las tuberías forzadas, tienen por
objeto conducir el agua desde la cámara de presión a las turbinas
cuando, por causa de la altura del salto, se precisa tal disposición para
transformar la energía potencial de posición que tiene el agua en la
cámara de presión, en energía potencial presión, que tiene junto a la
turbina y al final de la conducción forzada.
97
En lo que se refiere a los materiales empleados para la construcción de
la tubería, los más empleados son: Palastro, Uralita, Hormigón armado,
Hormigón precomprimido y Galerías de presión.
Las tuberías forzadas de palastro, son muy empleadas pues pueden
adaptarse fácilmente a las más altas presiones. Son más utilizadas las
tuberías de palastro de acero que las de hierro, ya que las primeras
tienen mayor resistencia y resultan más económicas que las de hierro.
Algunas veces, se refuerzan las tuberías metálicas, por diversos
procedimientos; estos refuerzos aumentan la resistencia de la tubería
cuando se llega a un diámetro determinado que no conviene reducir
para no aumentar excesivamente la velocidad del agua y los golpes de
ariete.
Las tuberías de uralita (amianto - cemento) se emplean saltos de poca
potencia y alturas hasta 150 m; han dado resultados y por su menor
costo, son muy recomendables, dentro de los límites anteriormente
citados: los tubos se construyen en longitudes de 4 m y se unen entre
si por medio de uniones adecuadas que mantienen la estanquiedad por
medio de aros de goma vulcanizada. Generalmente se montan
enterradas en zanjas.
Las tuberías de hormigón armado, se utilizan en casos de gran caudal y
alturas de salto hasta unos 40 metros, cuando por las circunstancias de
costo de adquisición y transporte de la tubería, resulta mas económica
la de hormigón.
Las tuberías de gran diámetro se fabrican sobre el terreno y las de
pequeño diámetro pueden fabricarse fuera de él aunque, en este caso,
conviene que la fabricación se realice cerca de la obra para reducir los
gastos de transporte. Estas tuberías van apoyadas en el terreno
mediante una solera apropiada, generalmente enterradas o
semienterradas, casi nunca al aire. La mitad inferior de la tubería, se
soporta con una estructura de hormigón graso; la parte superior se
recubre de tierra o, mejor aun, de hormigón en masa ordinario. Los
tubos se unen entre sí mediante juntas especiales.
Las tuberías de hormigón precomprimido están constituidas por tubos
de hormigón armado con una ligera armadura longitudinal de hierro,
cuyo objeto es obtener una estructura resistente a los esfuerzos
longitudinales que se presentan durante las maniobras de preparación.
La presión hidráulica se resiste por medio de un hilo de acero arrollado
en el tubo, lo que permite reducir notablemente el espesor del tubo sin
que éste pierda resistencia. En tuberías de gran diámetro, que
98
soportan elevadas presiones hidráulicas, generalmente, la hélice de
acero se arrolla sobre una plancha de hierro que tiene por objeto la
impermeabilización del tubo. Estas tuberías se montan en el terreno
como las de hormigón armado corriente, es decir, enterradas ; las
juntas de unión de los tubos han de ser especiales.
Las galerías de presión están directamente excavadas en la roca
utilizan para unir el embalse con la chimenea de equilibrio. Se
construyen con escasa pendiente de ( 1 a 1000 ) y, como la chimenea
de equilibrio absorbe totalmente los golpes de ariete, la galería de
presión solamente está sometida a algo más de la presión debida a la
altura del nivel del embalse.
El inversionista asume un gran riesgo en la construcción del túnel,
teniendo en cuenta que tiene una longitud en promedio de 20 Km.,
debido a que los estudios geológicos no podrán determinar la
estructura del terreno en toda la longitud en la que se construirá el
túnel. Para el estudio del terreno se hacen limitadas perforaciones (2 ó
3 por la longitud total del túnel) por el elevado costo que involucra
cada perforación. Por lo mismo, durante la construcción se pueden
producir derrumbes o desprendimientos que alterarán lo planificado,
transformándose en sobrecostos.
4.1.4 Riesgo Legal y Regulatorio
4.1.4.1 Riesgo por Preferencias para Inversión en Determinadas Fuentes de Generación
La política de otorgamiento de concesiones y autorizaciones para
generación eléctrica ha mostrado una tendencia desfavorable para la
puesta en marcha de proyectos de inversión en CH. La LCE estableció
un procedimiento objetivo y transparente para el otorgamiento de
concesiones y autorizaciones, determinando para el efecto una serie de
requisitos formales que debían ser cumplidos por los solicitantes. Ello
otorgaba una señal de predictibilidad a los potenciales inversionistas
que estuviesen evaluando su ingreso al mercado. Sin embargo,
posteriormente, se produjeron varias modificaciones normativas que
tuvieron un impacto negativo en los incentivos para la inversión en
centrales de generación hidroeléctrica.
En setiembre de 1998 se estableció la suspensión de la presentación de
nuevas solicitudes de concesiones temporales y definitivas de
99
generación por un plazo de nueve meses49. De esta forma, se
estableció una limitación absoluta para el ingreso al mercado de
nuevos concesionarios de generación hidráulica. Posteriormente, una
vez transcurridos los nueve meses antes indicados, en junio de 1999
se prorrogó la suspensión de concesiones para CH por un periodo de
doce meses adicionales.50 En tal sentido, durante estos veintiún meses
no se admitió la presentación de solicitudes para nuevas concesiones
eléctricas en materia de generación hidráulica, con el consecuente
desincentivo que dicha medida generó respecto de los potenciales
proyectos de inversión en este sector. Más aún, en este periodo, las
autoridades sectoriales también retrasaron el otorgamiento de las
concesiones que ya se encontraban en trámite, pese a que los
proyectos habían cumplido los requisitos establecidos en las normas
correspondientes51.
En diciembre de 1999 se introdujeron nuevas modificaciones a la LCE,
determinando requerimientos adicionales para la solicitud de
concesiones eléctricas y estableciendo que mediante Decreto Supremo
se determinarían “en función del desarrollo nacional” las prioridades
para admitir nuevas solicitudes para concesiones temporales y
concesiones definitivas de generación.52 Con esta norma se autorizó al
MEM a definir las prioridades de la política para el otorgamiento de
concesiones de generación, lo que en la práctica implicaba el
otorgamiento de un poder discrecional para la aprobación o denegación
de las solicitudes para el otorgamiento de concesiones de generación,
en tanto que los criterios que se utilizarían para la definición de estas
prioridades no se encontraban establecidos previamente.53
49 Tercera Disposición Final de la Ley 26980, Ley que modificó diversos artículos de la LCE. 50 Disposición Complementaria Única de la Ley 27133, Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural. 51 En efecto, en 1999, dos proyectos hidroeléctricos (Platanal y Huanza) habían completado los procedimientos administrativos de solicitud de concesión, pero el gobierno no les otorgaba las respectivas Resoluciones Supremas de aprobación. Otro caso que ilustra este retraso en el otorgamiento de concesiones fue el del proyecto Cheves (proyecto hidroeléctrico de 525 MW que involucraba una inversión de alrededor de US$ 600 millones y auspiciado por Statkraft SF y The AES Corporation – la compañía eléctrica internacional más grande del mundo), cuyo proceso para la obtención de la concesión respectiva fue extendido repetidas veces por el MEM. 52 Disposición Complementaria Única de la Ley 27239, Ley que modificó diversos artículos de la LCE. 53 Al respecto, cabe señalar que en un estudio sobre los efectos de esta norma, el INDECOPI señaló lo siguiente: “La Disposición Complementaria Única de la Ley N° 27239 favorece el desarrollo de la industria del gas natural a costa de limitar el ingreso de nuevos activos de generación hidroeléctrica, los mismos que tienen, por definición, un menor costo de operación. Como es de conocimiento general, el Perú no cuenta con un mercado desarrollado de gas natural, por lo que el principal demandante de este producto sería, al menos para el corto y mediano plazo, la industria eléctrica que genera electricidad a partir de combustibles fósiles como el petróleo diesel y el residual”. Secretaría Técnica de la Comisión de Libre Competencia del INDECOPI. Efectos de la Ley Nº 27239 sobre la Competencia en el Sector Eléctrico. Documento de Trabajo Nº 004-2000 (Diciembre 2000), p. 10.
100
Por último, en marzo del 2001 se dejó sin efecto la norma que
estableció la posibilidad de que el MEM evaluara las solicitudes para el
otorgamiento de concesiones de generación en función de prioridades
de política en función al desarrollo nacional, restableciéndose por tanto
los criterios originales establecidos en la LCE.54 A partir de este
momento, el Estado comenzó a otorgar nuevamente concesiones de
generación hidroeléctrica, pudiéndose citar a manera de ejemplo la
Resolución Suprema Nº 069-2001-EM, publicada el 29 de marzo del
2001, otorgando concesión de generación hidroeléctrica al proyecto
Cheves.
Paralelamente a estas normas que impidieron o retrasaron los
proyectos de generación hidráulica, el marco legal propiciaba e
incentivaba la inversión en proyectos de generación térmica.
En primer lugar, puede señalarse que inicialmente la obtención de
autorizaciones para proyectos de generación térmica no requería de la
presentación de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) según la LCE.
Ello reducía de manera relevante los costos iniciales derivados de
requisitos legales para efectos de inversión en generación eléctrica. Fue
recién en 1997 que se estableció que los proyectos de generación
termoeléctrica cuya potencia instalada fuera superior a 10 MW debían
presentar un EIA para obtener la autorización correspondiente55.
Pero el mayor incentivo para la inversión en generación térmica fue el
conjunto de normas destinadas a crear un mercado para el gas natural.
En efecto, como resultado del hallazgo de importantes reservas de gas
natural en la zona de Camisea, el Estado Peruano implementó un
marco regulatorio para promover el desarrollo de la industria del gas
natural, el mismo que contenía disposiciones que buscaban que
resultase más atractivo para los potenciales inversionistas realizar
inversiones en centrales que utilizasen el gas natural como fuente
energética.
En el año 2000, se celebró el contrato para la explotación de los
hidrocarburos existentes en la zona de Camisea56 y en el mismo año se
otorgó la respectiva concesión para el transporte del gas natural. Para
promover el desarrollo del gas natural, en los años siguientes se 54 Ley 27435, Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas. 55 Artículo Único de la Ley 26896, publicada el 12 de diciembre de 1997. 56 Contrato de Licencia para la explotación de Hidrocarburos en el Lote 88 celebrado entre la empresa estatal PERUPETRO S.A. y Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú, Hunt Oil Company of Perú L.L.C., Sucursal del Perú, SK Corporation, Sucursal Peruana e Hidrocarburos Andinos S.A.C. de fecha 28 De Noviembre Del 2000.
101
dispuso la entrada en vigencia de una serie de medidas que promovían,
en particular, la inversión en centrales de generación térmica.
Así, dado que en agosto del 2004 se iniciaba la explotación comercial
del gas de Camisea, se estableció una política tributaria que incentivó
el consumo de gas natural frente a otro tipo de combustibles,
exonerando del Impuesto General a las Ventas (IGV) y del Impuesto
Selectivo al Consumo (ISC) al gas natural en estado gaseoso.57
Posteriormente, en octubre de 2004, se redujo el monto y el tope de la
garantía exigida en el Reglamento de la LCE para la obtención de
autorizaciones para proyectos de generación térmica que utilizasen gas
natural como combustible. El monto de la garantía fue reducido de 1%
del presupuesto del proyecto al 0.25% de dicho monto; mientras que
el tope de la garantía fue reducido de 500 a 200 UIT. Finalmente, se
dispuso que esta medida promocional tuviese una vigencia de 24
meses58.
En noviembre del 2004 se dictó una norma otorgando incentivos para
la conversión de los proyectos de generación térmica con la finalidad
de que pudiesen utilizar el gas natural como insumo. En virtud de esta
norma, se otorgó a los titulares de autorizaciones de generación
térmica que utilizasen como combustible petróleo o sus derivados y
carbón, la posibilidad de modificar su derecho a fin de que puedan
generar energía eléctrica utilizando el gas natural como insumo.
Asimismo, se les otorgó la posibilidad de solicitar la modificación de su
ubicación geográfica. Adicionalmente, se simplificaron los requisitos
para la obtención de la autorización y se extendió el beneficio referido
a los montos y topes de las garantías a ser presentadas. Finalmente, se
dispuso que en el supuesto en el que los titulares de las autorizaciones
ya hubiesen otorgado las respectivas garantías, se produciría,
simplemente, una renovación destinada a respaldar el cumplimiento del
proyecto de conversión, por lo que no se requeriría la presentación de
garantías adicionales.59
57 Decreto Supremo Nº 107-2004-EF, Precisan que el producto gas natural en estado gaseoso no está comprendido en el Nuevo Apéndice III del TUO de la Ley del Impuesto General a las Ventas e Impuesto Selectivo al Consumo. 58 Decreto Supremo 019-2004-EM, Dictan medida promocional para la generación de energía eléctrica usando gas natural como combustible. En la parte considerativa de esta norma se señaló que tomando en cuenta que el fomento y desarrollo de la industria del gas natural había sido declarado de interés y necesidad pública, resultaba necesario disponer la entrada en vigencia de medidas promocionales para la instalación de plantas de generación térmica que utilicen gas natural como combustible. Ello con el objetivo de “(…) incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica y contribuir a la estabilización de los costos marginales de corto plazo”. 59 Decreto Supremo Nº 041-2004-EM, Dictan medida promocional para la instalación de Centrales Termoeléctricas que usen gas natural como combustible. Según lo señalado por esta norma, la conversión propuesta, además de estar enmarcada en el objetivo de promoción de la industria del gas natural, resultaba conveniente por dos razones: (i)la generación de energía eléctrica utilizando como insumo el gas natural reduce considerablemente el impacto ambiental,
102
Considerando lo anterior, se observa que junto con las limitaciones
establecidas legalmente para el otorgamiento de concesiones para la
generación hidráulica, se emitieron diversas normas que buscaban
promover explícitamente la inversión en centrales térmicas para
asegurar una demanda para el gas natural del Proyecto Camisea. De
este modo, a las barreras de acceso explícitamente creadas para la
inversión en CH a través de la regulación de entrada al mercado,
también se constituyó implícitamente barreras de acceso para dicha
inversión a través de la regulación por incentivos dispuesta para
promover la entrada de CT.
Evolución de la normativa en materia de otorgamiento de
concesiones para CH e incentivos para la inversión en CT
Ley 26980:
Suspende por 9
meses la
presentación de
nuevas solicitudes
de concesiones de
generación.
May 1998 Jun 1999 Dic 1999 Mar 2001
Ley 27133:
Establece condiciones
preferenciales para el
desarrollo de la
industria del gas
natural, fomentando la
competencia y
propiciando la
diversificación de las
fuentes energéticas.
Facilita el consumo de
gas natural por GT.
Ley 27133: Prorroga la
suspensión de concesiones
para CH por 12 meses
adicionales.
D.S. 019-2004:
Reduce por un plazo de
24 meses el monto de
la garantía para obtener
concesiones de
generación térmica de
1% al 0.25% del
presupuesto de
proyecto, así como el
tope de dicha garantía
de 500 a 200 UIT
Ley 27239: Otorga al MEM
discrecionalidad para
determinar en función del
"desarrollo nacional" las
prioridades para la admisión de
nuevas solicitudes de
concesiones en generación
D.S. 107-2004 EF:
Exonera de IGV e
ISC el gas natural
en estado gaseoso
Nov 2004Oct 2004
D.S. 041-2004-EM:
Facilita la conversión
de matriz energética
de las Centrales que
utilizan petróleo y sus
derivados o carbón,
para que utilicen gas
natural, haciendo
extensivo el régimen
promocional y los
beneficios para
generación térmica
Ago 2004
Ley 27435: Deroga discrecionalidad
para otorgar nuevas solicitudes de
concesión en función del desarrollo
nacional. Retorna al régimen
anterior de otorgamiento de
concesiones . Normas que
limitan el
otorgamiento
de
concesiones
para CH
Normas que
promueven la
inversión en
CT
Ley 26980:
Suspende por 9
meses la
presentación de
nuevas solicitudes
de concesiones de
generación.
May 1998 Jun 1999 Dic 1999 Mar 2001
Ley 27133:
Establece condiciones
preferenciales para el
desarrollo de la
industria del gas
natural, fomentando la
competencia y
propiciando la
diversificación de las
fuentes energéticas.
Facilita el consumo de
gas natural por GT.
Ley 27133: Prorroga la
suspensión de concesiones
para CH por 12 meses
adicionales.
D.S. 019-2004:
Reduce por un plazo de
24 meses el monto de
la garantía para obtener
concesiones de
generación térmica de
1% al 0.25% del
presupuesto de
proyecto, así como el
tope de dicha garantía
de 500 a 200 UIT
Ley 27239: Otorga al MEM
discrecionalidad para
determinar en función del
"desarrollo nacional" las
prioridades para la admisión de
nuevas solicitudes de
concesiones en generación
D.S. 107-2004 EF:
Exonera de IGV e
ISC el gas natural
en estado gaseoso
Nov 2004Oct 2004
D.S. 041-2004-EM:
Facilita la conversión
de matriz energética
de las Centrales que
utilizan petróleo y sus
derivados o carbón,
para que utilicen gas
natural, haciendo
extensivo el régimen
promocional y los
beneficios para
generación térmica
Ago 2004
Ley 27435: Deroga discrecionalidad
para otorgar nuevas solicitudes de
concesión en función del desarrollo
nacional. Retorna al régimen
anterior de otorgamiento de
concesiones . Normas que
limitan el
otorgamiento
de
concesiones
para CH
Normas que
promueven la
inversión en
CT
Elaboración propia
4.1.4.2 Riesgos por Limitaciones Legales que Dificultan la Optimización del Factor de Utilización de las CH
El factor de utilización de las unidades de generación hidráulica puede
incrementarse a través del manejo eficiente de la cuenca, mediante la
al ser un combustible más limpio que el petróleo y sus derivados; (ii) el uso del gas como insumo para la generación de energía eléctrica formaba parte del proceso de cambio de la matriz energética del país, que as u vez resultaba ser un elemento clave de en el mejoramiento de la eficiencia y competitividad en la industria eléctrica.
103
regulación de los embalses para contar con mayores volúmenes de
agua en los períodos en que la producción e inyección de energía es
más rentable, como por ejemplo en horas de punta dentro del orden
de despacho del SEIN. Para ello, las empresas concesionarias de
generación requieren poder construir reservorios de agua en la forma y
ubicación más adecuada para regular los volúmenes disponibles.
No obstante, existen disposiciones en materia medioambiental y de uso
de aguas que limitan las capacidades de los generadores hidráulicos de
manejar eficientemente la cuenca y aprovechar mejor los volúmenes
de agua.
De un lado, la Ley General del Ambiente contempla que el Estado
puede reconocer, establecer y proteger legalmente determinados
espacios continentales y/o marinos como áreas naturales protegidas
debido a su importancia para conservar la diversidad biológica y demás
valores asociados de interés cultural, paisajístico y científico, así como
por su contribución al desarrollo sostenible del país. Estas áreas
naturales protegidas se establecen con carácter definitivo por parte del
Estado y son de dominio público. Adicionalmente, la sociedad civil tiene
derecho a participar en la identificación, delimitación y resguardo de las
áreas naturales protegidas.60 Asimismo, dicha ley señala que las
autoridades públicas en ejercicio de sus funciones adoptan medidas de
protección especial para ecosistemas frágiles, calificados como tales
según sus características y recursos singulares y su relación con las
condiciones climáticas especiales y con los desastres naturales. Los
ecosistemas frágiles comprenden, entre otros, lagunas alto andinas,
pantanos, humedales, bahías, etc.61
De otro lado, la Ley General de Aguas declara de necesidad y utilidad
pública la conservación, preservación e incremento de los recursos
hídricos62. Asimismo, señala que los usos del agua son aleatorios y se
encuentran condicionados a la disponibilidad del recurso así como a las
necesidades del objeto a que se destinen, debiendo ejercerse en
función del interés social y el desarrollo del país63. Esta norma
estableció que el orden de preferencia en el uso de aguas era el
siguiente: (i) necesidades primarias y abastecimiento de la población;
60 Artículo 108 de la Ley 28611, Ley General del Ambiente. 61 Artículo 99 de la Ley 28611, Ley General del Ambiente. 62 Artículo 9 del Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas. 63 Artículo 26 del Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas.
104
(ii) cría y explotación de animales; (iii) agricultura; (iv) usos
energéticos, industriales y mineros; (v) otros usos. El orden de
preferencia de los últimos tres usos puede ser variado por varias
razones entre las que se encuentran los usos de mayor interés social y
usos de mayor interés económico64. Adicionalmente, prevé que el
Poder Ejecutivo puede declarar zonas de protección en las cuales
cualquier actividad que afecte a los recursos de agua puede ser
limitada, condicionada o prohibida.65
Al respecto, cabe indicar que recientemente se ha publicado un
Decreto Legislativo que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos66
y que establece entre sus principios uno de prioridad en el acceso al
agua, señalando que el acceso para la satisfacción de necesidades
primarias de la persona humana es prioritario sobre cualquier otro uso.
Al no establecer esta norma disposiciones sobre los otros uso del agua,
puede entenderse que los mismos se encuentran en una situación de
paridad y ya no de preferencia como ocurría en la Ley General de
Aguas.
Si bien es atendible que existan reglas para garantizar la adecuada
utilización de los recursos naturales y la protección de zonas de
características especiales, ello no debería complicar en exceso la más
eficiente implementación de proyectos de inversión en infraestructuras,
en este caso en particular en CH. Como se advierte de las normas
antes comentadas, existe amplia discrecionalidad para declarar áreas
naturales protegidas o zonas de protección de aguas considerando
razones de interés cultural, paisajístico y científico o más
genéricamente el interés social. Más aún, en algunos casos como los de
las áreas naturales protegidas las mismas se establecen con carácter
definitivo.
De este modo, la optimización del factor de utilización de las CH a
través de la regulación más eficiente de la cuenca para aprovechar
mejor los volúmenes de agua se ve seriamente limitada por
consideraciones como las antes señaladas. Ello pese a que la
implementación de proyectos de generación hidráulica puede ser de
gran utilidad pública, impulsar el desarrollo del país y, además, hacerlo
sin afectar la preservación del agua, puesto que se trata de una 64 Artículo 27 del Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas. 65 Artículo 7 literal c) del Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas. 66 Decreto legislativo Nº1081, que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos
105
actividad que no consume el recurso hídrico sino que sólo aprovecha su
capacidad productora de energía.
Como ejemplo de lo anterior puede mencionarse el caso de la
Compañía Eléctrica El Platanal (CELEPSA), proyecto que consideraba el
uso del agua de lagunas que se encuentran en una zona de reserva
paisajística, calificación que impide la realización de embalses o
reservorios para optimizar el factor de utilización de la planta, pese a
que como se ha señalado esta actividad no consumiría el recurso
hídrico. De igual forma, en el caso de las Centrales de Yanango y
Chimay de titularidad de EDEGEL, sus factores de utilización actuales
son de aproximadamente el 50% y podrían mejorarse a través de un
adecuado manejo de los volúmenes de agua. Pese a ello y como
muestra de las dificultades para realizar embalses o construir
reservorios para optimizar los factores de utilización de estas plantas, la
referida empresa ha preferido incursionar en proyectos de generación
térmica.
4.1.4.3 Riesgos por la Administración de la Tarifas Reguladas
La LCE regula un régimen de libertad de precios para los suministros
que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistema de
precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo
requieran, reconociendo para ello, costos de eficiencia. Dentro de los
precios regulados se encuentra la transferencia de potencia y energía
entre generadores, que debe ser determinada por el COES; los retiros
de potencia y energía en el COES que efectúen los distribuidores y
usuarios libres; y las ventas de energía de generadores a distribuidores
destinadas al Servicio Público de Electricidad67.
Las características del modelo regulatorio eléctrico peruano lleva a que
la forma en que se determinan los precios regulados de energía y los
precios del mercado spot que administra el COES se definan en base a
los costos de despacho de una central térmica. Como se sabe, la
estructura de costos de la CT supone costos fijos reducidos y costos
variables elevados. El modelo peruano no requiere que se evalúe si las
tarifas reguladas y los precios spot soportan los costos de despacho de
plantas hidráulicas, cuya estructura de costos es de altos costos fijos y
reducidos costos variables. La regla de comparación con los precios del
mercado libre prevista por el marco legal tiene como finalidad que los
precios regulados reflejen, en cierta medida, los valores de un mercado 67 Artículo 43 de la LCE.
106
en competencia y, además, permitir que se establezcan valores que
cubran, por ejemplo, costos fijos más elevados.
No obstante lo anterior, la administración de las tarifas reguladas ha
dado lugar a un considerable margen de discrecionalidad en la fijación
de las mismas, ya sea en materia de los supuestos que se consideran
dentro de las proyecciones de costos variables de generación como de
precios del mercado libre considerados para efectos de hacer la
comparación dispuesta por el marco legal.
En cuanto a los supuestos que se consideran dentro de las
proyecciones de costos variables de generación puede mencionarse,
por ejemplo, el caso del gas natural de Camisea. En 1996 se consideró
que el gas natural de Camisea, como combustible de más bajo costo,
estaría disponible para las actividades de generación eléctrica en enero
del 2000, fecha que se encontraba dentro del horizonte de cuarenta y
ocho meses fijado para el cálculo de las tarifas eléctricas. Bajo esa
presunción, en mayo de 1996, se calculó el precio básico de la energía
(que debe ser comparado con el precio de mercado antes de hacerse
oficial) para el Sistema Interconectado Centro Norte68 en 35.96
US$/MWh,69 que resultó 2.7% por encima del precio promedio del
mercado. Como consecuencia de la disponibilidad futura del gas natural
de Camisea, el precio básico de la energía fijado bajó a 30.84
US$/MWh70 en noviembre de 1997 y a 25.30 US$/MWh71 en mayo de
1998.
Bajo circunstancias normales, la aplicación de los mecanismos de
comparación de los precios del mercado (que permiten una diferencia
máxima de +/-10% entre los precios regulados y los precios del
mercado) hubiera evitado que la reducción que se efectuó de cerca de
30% (de mayo de 1996 a mayo 1998) del precio básico de la energía
del SICN, fuera totalmente transferida a la tarifa regulada de la
energía. Sin embargo, este no fue el caso porque, por coincidencia, en
julio de 1997, Electroandes, una empresa estatal de generación, se
interconectó al SICN y reportó obligaciones de suministro eléctrico (en
su mayoría con empresas estatales) cuyos precios promedio eran tan
68 En dicha época aún no existía el SEIN, sino dos Sistemas Interconectados separados, el Sistema Centro Norte y el Sistema Sur. Estos Sistemas fueron posteriormente interconectados a través de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, formándose el SEIN. 69 Resolución 013-96-P/CTE de la CTE, publicada en el diario oficial el 5 de junio de 1996. 70 Resolución 048-97-P/CTE de la CTE, publicada en el diario oficial el 24 de diciembre de 1997. 71 Resolución 014-98-P/CTE de la CTE, publicada en el diario oficial el 30 de mayo de 1998.
107
bajos que arrojaban una diferencia de 246.58% en comparación con el
precio básico de la energía calculado.72 Los bajos precios de los
contratos de Electroandes redujeron a su vez el precio referencial de
mercado que utilizaba la Comisión de Tarifas Eléctricas – CTE –, de
modo tal que, en mayo de 1998, el precio básico de la energía
calculado en 25.30 US$/MWh73 resultó ser solamente de -8.11%74 por
debajo del precio de mercado.
En cuanto a los precios del mercado libre considerados para efectos de
hacer la comparación dispuesta por el marco legal, puede mencionarse
como ejemplo el descarte del contrato de suministro a Southern Perú
(SP). En el cálculo respectivo del Sistema Interconectado Sur, el
regulador no tomó en cuenta el contrato suscrito entre Enersur y
Southern Perú en la determinación del precio del mercado (a ser usado
como base para comparar el precio básico de la energía calculado para
el SIS), atendiendo a lo dispuesto por el Gobierno75 y argumentando
que el SIS era un mercado de energía eléctrica sin un nivel de
competencia adecuado.76
Ciertamente, la interconexión de Enersur y Southern Peru en el año
1997 representó un incremento de 47.7% en la demanda máxima del
SIS, y el contrato de suministro eléctrico entre ambas empresas habría
tenido efectos significativos en la economía del SIS para los cálculos
efectuados (dicha interconexión incorporó un gran volumen de
generación termoeléctrica que incrementó el costo de operación
promedio del SIS y, consecuentemente, debió causar un alza en la
tarifa regulada de la energía). El hecho es que Southern Peru era el
consumidor mayorista de energía eléctrica más grande del Perú y el
contrato que celebró con Enersur fue el resultado de un proceso de
licitación internacional en el que compitieron varios suministradores de
gran envergadura. Por tales características, dicho suministro podría
haber servido como un parámetro ideal para transacciones privadas en
el mercado eléctrico, en contraposición con los contratos de bajo precio
de Electroandes antes comentados. Sin embargo, el regulador efectuó
una simulación de lo que, en su opinión, serían las transacciones no 72 Resolución 048-97-P/CTE de la CTE. 73 Resolución 014-98-P/CTE de la CTE. 74 Resolución 014-98-P/CTE de la CTE. 75 Decreto Supremo 021-97-EM, publicado en el diario oficial el 12 de octubre de 1997. 76 Resolución 048-97-P/CTE de la CTE.
108
reguladas en el mercado si el SIS fuera un “sistema económicamente
adaptado”, para efectos de determinar el precio de mercado para el
SIS (a ser usado de base para comparar los precios regulados).77
De este modo, la regulación tarifaria ha introducido elementos de
incertidumbre en materia de remuneración de inversiones en proyectos
de generación, lo que ha afectado a las unidades de generación
hidráulica.
Como una forma de neutralizar el nivel de discrecionalidad en la
selección de los precios del mercado libre a ser tenidos en cuenta para
efectuar la comparación dispuesta por el marco legal, mediante una
modificación a la LCE se dispuso que el MEM determine los criterios
mínimos a considerar en los contratos sujetos al régimen de libertad de
precios. En concordancia con ello, se expidió el Reglamento de
Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de
Precios.78
El Reglamento, antes mencionado, establece las modalidades por las
que puede optar el Usuario Libre para adquirir electricidad, las mismas
que a continuación se mencionan: (a) compra de la electricidad en el
punto de entrega a uno o a varios suministradores, (b) compra de la
electricidad en las barras de referencia de generación79 a uno o a varios
suministradores y contratos por el servicio de transporte y/o
distribución desde dichas barras hasta el punto de entrega, y (c)
cualquier combinación entre las opciones (a) y (b) que anteceden, de
acuerdo a la definición del Punto de Compra o suministro.80
Adicionalmente, se estableció que los contratos de suministro de
energía debían cumplir las siguientes condiciones para ser
considerados: (i) los clientes cuya potencia contratada es superior al
5% de la potencia contratada total del mercado eléctrico no sujeto a
regulación de precios, deben efectuar un concurso público para
77 Sistema económicamente adaptado es un concepto amplio introducido en la LCE para referirse a un sistema interconectado cuyo suministro y demanda se encuentra equilibrados. Lo que significa que la demanda de base y la demanda de punta son suministradas con capacidad de generación de base y capacidad de punta, respectivamente, y no existen limitaciones de transmisión. 78 El Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios fue aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM, publicado en el diario oficial El Peruano con fecha 18 de septiembre de 2000. 79 El Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios define a la Barra de Referencia de Generación como la barra indicada por la Dirección Adjunta de Regulación Tarifaria en sus resoluciones de fijación de precios. 80 El Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios define al punto de compra o suministro como la barra física de suministro eléctrico definida en el contrato, donde la electricidad objeto del mismo es transferida del suministrador al cliente.
109
seleccionar al suministrador de electricidad; y (ii) si la participación
accionaria directa o indirecta entre la empresa suministradora y el
Cliente es igual o superior al 15%, se aplicará lo dispuesto en el
Artículo 10º del reglamento.81
Si bien esto constituyó un avance para reducir el margen discrecional
para la adopción de decisiones en materia de regulación tarifaria, se
mantiene la característica propia del modelo regulatorio peruano de
sustentarse en los costos de despacho de unidades de generación
térmica sin tener en cuenta la distinta estructura de costos de las
plantas de generación hidráulica. Esto unido al efecto que se ha creado
sobre la estructura de costos de estas unidades de generación como
consecuencia del subsidio al transporte de gas natural vía la Garantía
por Red Principal - que se explica a continuación - ha contribuido a
hacer más complicada la recuperación de costos por parte de las CH.
4.1.4.4 Menores ingresos para las Centrales Hidroeléctricas por aplicación de la Garantía por Red Principal
La Garantía por Red Principal (GRP) se creó para asegurar ingresos
anuales mínimos a los inversionistas de redes de ductos destinadas al
transporte de gas natural y a la distribución en alta presión de gas
natural (Redes principales). Para gozar de la GRP los proyectos de Red
Principal deben ser de uso público, destinar al menos el 50% de su
capacidad a generadores eléctricos y promover el desarrollo de
competencia energética. La GRP se estableció como un cargo regulado
por el OSINERGMIN que se incorpora anualmente en la tarifa de
transmisión eléctrica, en particular dentro del rubro correspondiente al
Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT).82
El marco legal de promoción de la inversión de la industria de gas
natural establece que las empresas concesionarias de Redes Principales
tendrán un ingreso garantizado conformado por el aporte de los
generadores eléctricos que utilizan gas natural y de otros
consumidores, además de la GRP. Para tales efectos, la GRP se calcula
como la diferencia entre el ingreso garantizado antes señalado y el
81 Artículo 10 del Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios: Sin perjuicio de la multa que resulte aplicable, en caso que el Contrato estipule cláusulas o condiciones diferentes al suministro de electricidad y/o no contenga los criterios mínimos, requisitos y condiciones previstos en el Artículo 7 y 8 del presente reglamento, la CTE considerará como precio de la electricidad el precio determinado según lo señalado en el inciso c) del Artículo 129 del Reglamento menos un 10%. 82 Artículos 2.12, 6.2, 7.2, 7.4 y 7.6 de la Ley 27133, Ley de promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural
110
estimado de los ingresos esperados del servicio de transporte de gas
natural para el año de cálculo que se inicia.83
El cargo correspondiente a la GRP es publicado por el OSINERGMIN
conjuntamente con el Peaje por Conexión al SPT antes del 15 de abril y
entrará en vigencia el 1 de mayo de cada año. Dicho cargo debe ser
pagado mensualmente por todos los generadores eléctricos sin
excepción a la empresa encargada de recaudar el Peaje por Conexión
al SPT, para cuyos efectos se aplican las mismas reglas que utilizadas
para el pago de tal peaje. A su vez, la empresa recaudadora debe
pagar mensualmente la GRP al concesionario de Redes Principales84.
Actualmente, el proyecto al que se le han reconocido ingresos
garantizados a través de la GRP es el proyecto de Red Principal para el
transporte del gas natural de Camisea.85 La GRP correspondiente al
primer año de operación comercial del referido proyecto fue establecida
por el OSINERGMIN en el 2004.86 Según el marco legal la GRP sólo es
aplicable si los ingresos por la prestación de servicios de transporte no
cubren los ingresos garantizados; dado que los ingresos por el servicio
no fueron suficientes la GRP viene siendo cobrada desde esa época.
El diseño de la GRP hace que parte de un costo variable de las CT a
gas natural (parte del costo de transporte de gas) sea extraído del
costo variable de operación de dichas centrales y resultando un menor
costo marginal de corto plazo (precio de mercado spot) para cuando
margina una central a gas natural, lo cual implica una reducción del
valor de las inyecciones de la generación de base, es decir de la
generación hidroeléctrica que resulta ser la única con costos variables
inferiores a las CT a gas natural, y consecuentemente una reducción de
los ingresos por venta de energía de las hidroeléctricas.
En efecto, las CH son las unidades de base dentro del orden de
despacho del SEIN, es decir, son despachadas antes que las CT a gas
natural. Como consecuencia de ello, el precio de la energía inyectada
por la CH mientras están despachando las CT se fija en función del
costo marginal de estas últimas centrales. El costo marginal de las CT a
83 Artículo 7.1 y 12.1 del Decreto Supremo 040-99-EM, Reglamento de la Ley 27133. 84 Artículo 14 del Reglamento de la Ley 27133. La empresa recaudadora designada para tales efectos es la concesionaria de transmisión Red de Energía del Perú S.A. de acuerdo con lo establecido mediante Decreto Supremo 026-2002-EM. 85 Decreto Supremo 057-99-EM, Otorgan garantía a que se refiere la Ley 27133 a proyecto de red principal vinculado a concurso público internacional ejecutado por el Comité Especial Proyecto Camisea. 86 Resolución OSINERGMIN Nº 187-2004-OS/CD, del 04 de agosto de 2004.
111
gas natural es menor debido a que parte de sus costos variables –parte
del costo correspondiente al transporte del gas de Camisea- se
encuentra subsidiada a través de la GRP. De este modo, el precio spot
que reciben las CH durante el despacho de las CT es un precio menor
al que recibirían de sincerarse los costos del transporte del gas de
Camisea.
Tal reducción de ingresos no afecta ni a las CT a gas natural ni a las
otras unidades de generación que despachan luego de éstas. En el
caso de las CT a gas natural, estas unidades no ven reducidos sus
ingresos como consecuencia de la GRP, puesto que el menor valor de
su energía esta sustentado en el menor costo de transporte de gas
consecuencia del subsidio. Por su parte, las centrales que despachan
luego de las CT a gas natural tampoco se ven afectadas en sus
ingresos por la GRP porque sus costos variables de operación son
reconocidos sin recortes por la regulación.
Consecuentemente, la forma en que ha sido diseñada la GRP ocasiona
que las CH no sólo deban asumir una parte de los costos fijos de las CT
a gas natural vía la GRP, como hacen también todas las otras
generadoras, sino que además reduce los ingresos que reciben
mientras despachan dichas CT, con lo cual se produce una reducción
del precio spot de venta para la CH. De esta manera, las CH no sólo
subsidian los costos de sus competidores, las CT a gas natural, sino
que además se perjudican con su operación al significarles un menor
ingreso en el mercado spot. Esta suerte de expropiación forzada de
ingresos sólo afecta a las CH más no a todas las otras unidades de
generación que despachan luego de las CT a gas natural, produciendo
así un tratamiento diferenciado no justificado.
De no existir la GRP, el costo real del transporte de gas natural sería
asumido completamente por las CT transformándose luego en parte de
sus costos variables con los que se fijaría el precio spot, el mismo que
sería trasladado a los clientes. Pese a ello, se optó por transformar
parte del costo de capacidad de transporte de gas natural en la GRP e
imponer su pago a quienes no hacen uso de dicho insumo y, en el caso
de las CH imponiéndoles una merma en sus ingresos. Como es
evidente, el menor precio de las unidades térmicas a gas natural
beneficia a los usuarios finales debido a que se reducen los costos
marginales que determinan la tarifa regulada.
Las reglas correspondientes a la GRP constituyen un marco normativo
general que se aplica a cada caso concreto a través del reconocimiento
112
ingresos garantizados a proyectos específicos. Además, la autorización
y otorgamiento de la GRP para un proyecto de Red Principal dada por
el Ministerio de Energía y Minas no puede ser materia de revisión87. En
tal sentido, la probabilidad de que se vuelva a utilizar este esquema
promocional de inversiones en la explotación y transporte de gas
natural es elevada y no existe posibilidad de revisar los efectos
colaterales negativos que puede ocasionar, entre ellos el castigo de las
proyecciones de recuperación de las inversiones en CH.
Consecuentemente la GRP es un riesgo evidente para la inversión en
CH, al ser las únicas unidades que sufren una reducción en sus
ingresos vía los precios spot como consecuencia de la GRP, perjuicio
que puede incrementarse en función de la existencia de nuevos
proyectos de transporte de gas natural a los que se les aplique dicho
subsidio.
4.1.4.5 Variación Regulatoria que Incrementa los Riesgos de las Centrales Hidroeléctricas
En adición a lo anteriormente comentado, la variación de las reglas
aplicables para efectos de la remuneración de las unidades de
generación también ha dado lugar a mayores riesgos de operación de
unidades de generación, en particular las de generación hidráulica.
Regulación para la Asignación de Retiros sin Respaldo
Contractual
Las empresas distribuidoras se encuentran obligadas a mantener
contratos vigentes con generadores por los siguientes veinticuatro
meses como mínimo, bajo sanción de caducidad de la concesión, para
garantizar así la atención del Servicio Público de Electricidad88. Con el
respaldo de estos contratos las distribuidoras retiran energía del SEIN y
el COES asigna los retiros de las distribuidoras a los generadores
correspondientes, efectuando las liquidaciones mensuales de
transferencias de energía que se hubiesen verificado en el sistema,
para conciliar la realidad del flujo eléctrico con las relaciones
comerciales-contractuales entre generadores y las distribuidoras89.
87 Artículo 6.3 del Reglamento de la Ley 27133. 88 Artículos 34 literal b) y 36 literal f) de la LCE. 89 Un generador puede contratar con las distribuidoras el suministro de energía en cantidades mayores a las que inyecta al sistema y los otros generadores asumen la energía adicional retirada por esas distribuidoras. Mensualmente el COES determina cuanta energía adicional a la inyectada por un generador fue retirada por sus clientes en función a los
113
Desde fines de 2003 se produjo una severa sequía, la mayor en los
últimos diez años, además se incrementaron los precios de los
combustibles utilizados para la generación eléctrica y luego se fue
produciendo un crecimiento paulatino de la demanda de energía. Estas
circunstancias originaron que se ampliara la diferencia entre los costos
marginales de corto plazo que se utilizan para valorizar las
transferencias de energía que efectúa el COES y la tarifa regulada por
el OSINERGMIN como precio para las ventas de energía de
generadores a distribuidoras para atender el Servicio Público de
Electricidad.
Tal diferencia hizo que los generadores no se interesen por suscribir
contratos con las distribuidoras, pues la tarifa regulada aplicable era
bastante menor que el precio de transferencias del COES. Una vez que
fueron concluyendo sus contratos y ante la imposibilidad de renovarlos
o de suscribir nuevos contratos, desde el año 2004 las distribuidoras
comenzaron a retirar energía del SEIN sin el respaldo contractual
correspondiente. Por su parte, el COES no podía asignar dichos retiros
a generador alguno ya que no habían contratos que respaldaran tal
asignación.
Frente a ello, el Estado intervino promoviendo un compromiso de parte
de las empresas generadoras privadas para asumir parte de los retiros
sin contratos desde enero a junio del 2004 cobrando la tarifa regulada
por el OSINERGMIN90 y luego emitiendo una regulación específica para
que las generadoras estatales asumieran los retiros sin respaldo desde
julio a diciembre de 2004, cobrando también la tarifa regulada.91 En
esta misma regulación se suspendió la sanción de caducidad de la
concesión de las distribuidoras por no contar con contratos vigentes
con generadoras por los siguientes veinticuatro meses.
La situación volvió a ser crítica en el 2006, cuando Electro Perú S.A. no
renovó el contrato que tenía con cuatro empresas distribuidoras
estatales (Grupo Distriluz), como consecuencia de un nuevo incremento
contratos suscritos y efectúa las liquidaciones correspondientes para que esa diferencia sea pagada por el primer generador a los que la asumieron. 90 Las empresas generadoras de electricidad firmaron un acta de compromiso obligándose a suscribir contratos de suministro con las distribuidoras que no tuviesen contrato vigente para la atención de la demanda de usuarios regulados por un plazo de tres años, así como a renovar hasta la misma fecha aquellos contratos que estuvieron vigentes hasta el primero de enero de 2005. 91 Decreto de Urgencia 007-2004. Resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la existencia de empresas concesionarias de distribución sin contratos de suministro de electricidad (vigente desde el 21 de julio de 2004 hasta el 31 de diciembre de 2004). Adicionalmente, la Primera Disposición Transitoria de la Ley 28447 amplió la suspensión de la caducidad de la concesión por no tener contratos vigentes, hasta el 31 de diciembre de 2007.
114
de los costos marginales del sistema debido al alza del precio
internacional del petróleo, manteniéndose la existencia de retiros sin
respaldo contractual.
Nuevamente, el Estado emitió una norma mediante la cual estableció
que desde el 01 de enero hasta el 31 de diciembre de 2006, el COES
asignaría a las generadoras estatales la totalidad de los retiros sin
respaldo contractual efectuados por las distribuidoras estatales,
aplicando la tarifa regulada. Asimismo, se dispuso que el COES asigne
entre las generadoras privadas la totalidad de los retiros sin respaldo
contractual de la empresa estatal ELECTROSUR S.A. así como, de las
distribuidoras privadas, aplicando la tarifa regulada.92
Con la emisión de la Ley 28832 se ha adoptado un esquema de
competencia por el mercado, en vez de soluciones regulatorias
temporales como las que se han descrito en líneas previas. Para ello se
ha establecido la obligación de las distribuidoras de realizar procesos
de licitación de su demanda de energía con tres años de anticipación, a
fin de dar tiempo suficiente para la implementación de nuevos
proyectos de generación, de modo que puedan competir en la licitación
nuevos operadores ofreciendo precios de venta a valores de mercado93.
Además de las licitaciones con tres (3) años de anticipación, también se
ha buscado solucionar el problema de la falta inmediata de contratos
para las distribuidoras a través de licitaciones para el abastecimiento
inmediato. No obstante, las licitaciones que se han venido llevando a
cabo no han tenido el resultado esperado. Ello se ha debido, de un
lado, a ciertas limitaciones derivadas de la propia regulación emitida
para llevar a cabo tales licitaciones, como por ejemplo que exigían que
los generadores efectúen su oferta de abastecimiento por todo el
período requerido por las distribuidoras sin poder hacerlo por períodos
menores. No obstante, debe señalarse que las distribuidoras no han
logrado aún garantizar su suministro para los próximos años pese a los
procesos de licitación que se vienen llevando a cabo.
Por tal razón, recientemente se estableció que las demandas de
potencia y energía destinadas al Servicio Público de Electricidad, que
no cuenten con contratos de suministro de energía que las respalden,
mediante los mecanismos establecidos en los dos párrafos previos y/o 92 Decreto de Urgencia 035-2006. Resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro de electricidad entre generadores y distribuidores. 93 Artículo 5 y siguientes de la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (julio 2006). En octubre del 2007 se aprobó el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, a través del Decreto Supremo 052-2007-EM.
115
mediante contratos bilaterales suscritos conforme a la LCE, serán
asumidas por los Generadores conforme al procedimiento que
establezca el OSINERGMIN94. Con tal finalidad, el monto faltante para
cerrar las transferencias de energía en el COES, debido a los retiros de
potencia y energía sin contrato, valorizado a Precios de Barra del
mercado regulado, se asignará a los generadores en proporción a su
Energía Firme Eficiente Anual, menos sus ventas de energía por
contratos95.
Según se observa de lo antes descrito la intervención regulatoria ha
sido profusa para superar la situación de retiros sin respaldo
contractual imponiéndose a las generadoras ventas de energía a
precios regulados que las mismas no habían convenido. Adicionalmente
a lo anterior, en la actualidad se ha dejado en manos del regulador la
definición del procedimiento según el cual se seguirán asignando los
mencionados retiros sin respaldo contractual a tarifas reguladas que
son menos convenientes para los generadores. Más aún, la norma en
referencia ha planteado un nuevo concepto (“Energía Firme Eficiente
Anual”) para efectos de que sirva como referente para el procedimiento
que implementará el OSINERGMIN, sin haber definido qué significa
dicho concepto.
Regulación por Sobre Costos derivados de Congestiones de
Transmisión
La inversión en redes de transmisión ha sido efectuada a través de
Contratos-Ley que presentan regímenes especiales en materia de
remuneración distintos al de la regulación general. Si bien, la demanda
se ha incrementado y por ende se vienen implementando nuevos
proyectos de generación para atender los requerimientos de la
demanda, esto no ha impulsado de igual forma la inversión en
transmisión para incrementar la capacidad de transporte para los
mayores volúmenes de energía que serán transados.
Por tal motivo, se han comenzado a presentar congestiones en las
líneas de transmisión que impiden que la energía producida a costos
más eficientes llegue a todas las zonas de demanda, siendo necesario
94 Artículo 1 de la Ley 29179, Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (publicada en enero de 2008). 95 Lo dispuesto por el artículo 1 de la Ley 29179, solo es aplicable a los retiros de potencia y energía correspondientes a saldos no cubiertos a través de contratos bilaterales y/o procesos de licitación de suministro de electricidad, hasta en 3 convocatorias. Los distribuidores que efectúen retiros de, conforme a lo previsto en el artículo antes mencionado, sin haber realizado tres (3) convocatorias a proceso de licitación serán penalizados en proporción a la diferencia entre el Costo Marginal y el Precio en Barra.
116
que en las zonas no abastecidas se produzca energía con unidades más
costosas para atender la demanda local. Las congestiones se vienen
presentando en el Perú desde 2006 y ocasionan que la energía menos
costosa producida en la zona centro no pueda trasladarse
completamente a las zonas norte y sur del país, ocasionando que se
despache energía producida a mayores costos en tales zonas.
Ante esta situación, con la emisión de la Ley 28832 se ha adoptado un
esquema de competencia por el mercado a fin de promover la inversión
en transmisión96. Actualmente ya se vienen llevando a cabo tres
concursos públicos para la implementación y operación de nuevas
líneas de transmisión.
Sin perjuicio de ello y para enfrentar la situación en el corto plazo, se
ha dictado un Decreto de Urgencia con la finalidad de atenuar el
impacto económico negativo del mayor costo de generación de las
unidades que deben ser despachadas en razón de la congestión
existente en el SEIN y evitar así alteraciones innecesarias en el
mercado eléctrico97. Mediante esta norma se ha dispuesto que cuando
por consideraciones de congestión de instalaciones de transmisión, el
COES deba despachar unidades de generación fuera del orden de
mérito de costos variables, tomando en cuenta los criterios de
optimización en la operación del SEIN, los costos variables de dichas
unidades no serán considerados para la determinación de los costos
marginales del SEIN. Mas bien, los sobre costos en que incurran los
titulares de dichas unidades serán compensados según el
Procedimiento Técnico que para estos efectos apruebe OSINERGMIN a
propuesta del COES98.
En tal sentido, nuevamente esta intervención regulatoria que modifica
las reglas de juego existentes, introduce alteraciones en el esquema de
incentivos y señales para la inversión en generación, creándose un
riesgo adicional por variación del marco regulatorio.
Regulación por Indisponibilidad de Transporte del Gas de
Camisea
Previamente al ingreso de centrales de generación a gas natural la
probabilidad de déficit de oferta en grandes magnitudes era menor 96 Artículos 22 y siguientes de la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (julio 2006). En mayo del 2007 se aprobó el Reglamento de Transmisión a través del Decreto Supremo 027-2007-EM, mediante el cual se regulan los procesos de licitación para proyectos de transmisión. 97 Decreto de Urgencia 046-2007, Dictan medidas extraordinarias por congestión en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (publicado en noviembre del 2007). 98 El Procedimiento Técnico a que se hace referencia aún no ha sido aprobado.
117
debido a que las unidades térmicas sólo estaban supeditadas al precio
de los combustibles que utilizaban y además por el margen de reserva
que se disponía en el SEIN. Dadas las normas de promoción del uso de
gas natural para la generación térmica, en la actualidad gran parte del
parque de generación depende de la disponibilidad del ducto de
transporte de la única fuente de gas natural que actualmente se
explota para fines comerciales en gran escala.
Consecuentemente, cualquier evento que ocasione una restricción
parcial o total del suministro de gas de Camisea puede producir que el
SEIN pase rápidamente de un estado normal a un estado de
emergencia debido a que este evento puede indisponer alrededor de 1
208 MW del parque de generación del SEIN, es decir, alrededor del
32% de la máxima demanda.
Teniendo ello en consideración, la LDEG dispuso que en el caso de
interrupción total o parcial del suministro de gas natural a centrales de
generación eléctrica, debido a problemas en la inyección o a fallas en el
sistema de transporte de la Red Principal, los costos marginales de
corto plazo serán iguales a los registrados en el mismo día de la
semana previa a la interrupción del suministro de gas más un adicional
que cubra los costos adicionales de combustibles en que incurran las
centrales que operan con costos variables superiores a los referidos
costos marginales de corto plazo de la semana previa a la interrupción.
El referido monto adicional será calculado restándoles a los costos
adicionales de combustibles las compensaciones que les corresponda
asumir a los productores o transportistas del gas natural según sea el
caso.
En concordancia con ello, recientemente se ha dictado la
reglamentación de lo dispuesto por la LDEG, con la finalidad de
establecer los criterios para el cálculo del monto adicional que cubrirá
los referidos costos adicionales de combustible. En tal sentido, la
determinación del monto adicional será efectuada por el COES
mediante la sumatoria de los productos de la correspondiente energía
producida por cada central que opere con costos variables superiores a
los costos marginales, multiplicada por la diferencia entre sus costos
variables y los respectivos costos marginales.
En este caso, la intervención regulatoria también modifica las reglas de
juego existentes e introduce alteraciones en el esquema de incentivos y
señales para la inversión en generación, creándose otro riesgo por
variación del marco regulatorio.
118
4.1.4.6 Riesgo por Estabilidad del Marco Legal Aplicable a las Inversiones en Generación
El marco legal vigente contempla la posibilidad de que los contratos
celebrados con el Estado tengan la categoría de Contrato – Ley, con la
finalidad de otorgar así mayores garantías a la inversión privada. En
efecto, la figura de los contratos Ley se encuentra reconocida en el
artículo 62º de la Constitución Política que estipula que mediante
contratos Ley el Estado puede establecer garantías y otorgar
seguridades. Adicionalmente, esta disposición es reconocida a nivel
legislativo por el artículo 1357º del Código Civil99 y desarrollada
específicamente en el marco del proceso de promoción de la inversión
privada por la Ley Nº 26438100.
Como resultado de la suscripción de un contrato de concesión que es
calificado como Contrato - Ley, se otorga al concesionario la garantía
de que dicho contrato no podrá ser modificado por los cambios
posteriores que se produzcan en la legislación nacional. Es decir, el
efecto práctico de la suscripción de un contrato ley es mantener, para
esta relación jurídica particular, inalterable el marco normativo vigente
al momento de la suscripción del contrato; y en tal sentido, eliminar el
riesgo derivado de modificaciones que alteren las condiciones originales
en las que se celebró el Contrato.
En el caso del sector eléctrico, el Estado ha suscrito Contratos Ley con
varias empresas concesionarias de transmisión de energía eléctrica,
tales como Red de Energía del Perú S.A., Consorcio Transmantaro S.A.,
y Red Eléctrica del Sur S.A. en tal sentido, dichas empresas tienen
garantizado el régimen normativo vigente al momento de la celebración
de sus respectivos contratos de concesión y, por ende, se encuentran
protegidas frente al cambio de reglas que pudiesen generar los futuros
cambios en la legislación.
No obstante, en el caso de las empresas concesionarias de generación
eléctrica, sus Contratos de Concesión no tienen el carácter de Contrato
Ley, por lo que enfrentan un mayor riesgo derivado de la variación del
marco legal, y como consecuencia de ello, de la modificación de las 99 Articulo 1357 del Código Civil: “Por ley, sustentada en razones de interés social, nacional, o público, pueden establecerse garantías y seguridades otorgadas por el Estado mediante Contrato”. 100 Artículo 6 de la Ley 26438: “Sustitúyase el articulo 2º del Decreto Ley 25570 por el siguiente texto: De acuerdo a lo señalado en el articulo 1357 del Código Civil. El Estado queda autorizado para otorgar, mediante Contrato, a las personas naturales y jurídicas, nacionales y extranjeras que realicen inversiones en las empresas y entidades del Estado, incluidas en el proceso a que se refiere el Decreto legislativo Nº 674, bajo cualquiera de las modalidades previstas por el artículo 2º de dicha norma, las seguridades y garantías que mediante Decreto Supremo, en cada caso, se consideren necesarias para proteger sus adquisiciones e inversiones, de acuerdo a la legislación vigente”.
119
reglas y estándares establecidos en el momento de celebración del
contrato. Dicha situación puede tener un impacto directo en la
variación de las condiciones de sus proyectos de inversión,
considerando adicionalmente que los contratos de concesión para la
generación eléctrica son contratos de largo plazo.
4.1.5 Riesgo Monetario y Financiero
4.1.5.1 Tasa de interés
Los proyectos de inversión en centrales hidroeléctricas requieren de
financiamiento de largo plazo con entidades financieras. Estos
financiamientos son otorgados a una tasa de interés variable, que en la
práctica es la tasa libor + un porcentaje adicional. Esto significa que el
servicio de deuda del financiamiento varía conforme vaya variando la
tasa libor. Ante un incremento de esta tasa de interés se incrementa el
gasto financiero producto del préstamo.
A continuación se muestra el promedio anual de la tasa libor de 6
meses de los últimos 11 años.
Tasa Libor Promedio Anual (6 meses)
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
(%)
Fuente: Elaboración propia en base a información del BCRP
La gráfica muestra la volatilidad de la tasa libor, que es el riesgo que
estaría asumiendo el inversionista al solicitar financiamientos para la
ejecución de proyectos.
4.1.5.2 Inflación
La inflación del año 2007 en el Perú alcanzó el 3.93%, siendo la más
alta desde 1998. Desde el año 2002, es la segunda vez que la inflación
resulta estar fuera del rango previsto por el Banco Central de Reserva
120
del Perú; siendo, asimismo, primera vez superior a la meta. Sin
embargo, el Perú no fue el único país en incumplir la meta inflacionaria
debido a las presiones al alza de los precios internacionales de los
commodities agrícolas (caña de azúcar y cereales) y de los
combustibles.
Especificamente, en el caso de los combustibles, a pesar de que el
precio del petróleo, en dólares, subió en 47.2% (en el 2007); los
rubros de transportes y vivienda, en el Perú, crecieron 1.9% y 2.2%
respectivamente.
En el siguiente gráfico se muestra la inflación anual del Perú en los
últimos 15 años.
Inflación Anual % (1992 - 2007)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
(%)
Fuente: Elaboración propia en base a información del BCRP
Por otro lado, la economía de EE.UU. podría apuntar a una
desaceleración (que actualmente la está viviendo) que no llegaría a ser
muy pronunciada y que lograría recuperarse a partir del segundo
semestre del 2008. Asimismo, la inflación muestra una tendencia
alcista, impulsada principalmente por el precio del petróleo, el cual
muestra una alta correlación con la inflación norteamericana.
Por lo tanto, las economías latinoamericanas, como la peruana, ven
reflejadas los movimientos y problemas económicos de EE.UU. en sus
propias latitudes.
Es por ello que, las inversiones realizadas en el Perú tendrán el riesgo
de sufrir algún impacto económico negativo, en este caso el
inflacionario, dependiendo de la coyuntura económica internacional, no
siendo sólo la norteamericana sino también la de la región.
121
4.1.5.3 Tipo de cambio
Durante los últimos años el tipo de cambio (número de soles por cada
dólar de EE.UU.) ha disminuido sosteniblemente. En enero del 2000 el
tipo de cambio fue de 3.5 nuevos soles por cada dólar, cayendo para el
mismo periodo del 2006 a 3.39 nuevos soles por dólar y llegando a
diciembre del 2007 a 2.98 soles por cada dólar. Esto significa que el sol
se ha apreciado respecto al dólar.
El siguiente gráfico muestra el tipo de cambio mensual de los últimos
ocho años en el Perú.
Tipo de Cambio (Enero 2000 - Diciembre 2007)
2.20
2.40
2.60
2.80
3.00
3.20
3.40
3.60
3.80
4.00
Ene00
Abr00Jul00
Oct00
Ene01
Abr01Jul01
Oct01
Ene02
Abr02Jul02
Oct02
Ene03
Abr03Jul03
Oct03
Ene04
Abr04Jul04
Oct04
Ene05
Abr05Jul05
Oct05
Ene06
Abr06Jul06
Oct06
Ene07
Abr07Jul07
Oct07
S/. x US$
Fuente: Elaboración propia en base a información del BCRP
Actualmente, la depreciación del dólar respecto al nuevo sol favorece al
inversionista nacional, que posee soles, en la importación de
maquinarias y equipos necesarios para la construcción y operación del
proyecto. Por otro lado, los pronósticos para los siguientes años
respecto al tipo de cambio son muy conservadores; el Ministerio de
Economía y Finanzas pronóstica un tipo de cambio igual a 3.16 nuevos
soles por cada dólar.
La variación en el tipo de cambio puede generar pérdidas o
sobrecostos en la adquisición de equipos que son comprados en
dólares o son importados. Esta posibilidad genera un riesgo respecto a
los montos presupuestados con los montos realmente usados.
122
4.1.6 Riesgo Político y Riesgo País
4.1.6.1 Oposición y/o intromisión de los gobiernos locales, regionales y de la comunidad
El boom económico del país y el denominado “shock de inversiones” ha
generado en las comunidades, gobiernos locales y gobiernos regionales
una gran expectativa de crecimiento y de consolidación de proyectos
que anteriormente no se pudieron ejecutar por la falta de presupuesto
y también, seguramente, por la falta de decisión política de los
diferentes actores.
Esta gran expectativa y el rol protagónico que hoy tienen las
comunidades y las autoridades en la conformación, ejecución y
participación de los proyectos les ha permitido discutir y exigir los
beneficios que deben generarles, llegando a los extremos de paralizar
el proceso de los proyectos, sea en etapa pre-constructiva o
constructiva.
Actualmente, el inversionista debe negociar con ellos los alcances y
beneficios que les brindará el proyecto, transformándose en
sobrecostos, ya sea por el exceso de regalías adicionales al proyecto o
por las paralizaciones a consecuencia de no llegar a acuerdos que
satisfagan sus solicitudes. En ciertas localidades, estas solicitudes son
impulsadas por actores que buscan, directamente, beneficiarse
aduciendo que los proyectos generarán impactos negativos a la
comunidad, modificando extremadamente su estilo de vida.
En ciertos casos, se rompe el equilirio de lo racional, teniendo el
inversionista que acceder a los pedidos de las comunidades y
autoridades con la finalidad de concretar el proyecto y hacerlo viable
económicamente. Estas actitudes no tienen distinción entre
inversionistas nacionales o extranjeros, estando ambos expuestos a
estos riesgos.
4.1.6.2 Intervención del Estado La coyuntura política latinoamericana actual posiciona a la corriente
nacionalista con relativa fuerza en los países de la región: casos
cercanos como Venezuela, Bolivia y Ecuador. Las últimas elecciones
presidenciales en el Perú tuvieron al candidato nacionalista con una
gran aceptación popular, quedando muy cerca de ganar la contienda
electoral.
La corriente nacionalista, dentro de sus medidas económicas, busca la
redistribución de la riqueza llegando a extremos de expropiar o
123
estatizar las empresas privadas o transnacionales en sectores
estratégicos como hidrocarburos, comunicaciones, banca y electricidad.
Lo descrito, conlleva a desincentivar las inversiones, en general, siendo
interiorizado rápidamente por los inversionistas de los sectores
mencionados. Este desincentivo es generalizado para inversionistas
locales o extranjeros y para operadores en marcha o nuevos
operadores.
Es un riesgo, latente en el país, al que los inversionistas deben afrontar
y evaluar al momento de decidir la ejecución de un proyecto; siendo,
más aún evaluado, para inversionistas en proyectos de centrales
hidráulicos, debido a que la construcción de la obra les tomará
aproximadamente de 4 a 5 años, coincidiendo con el periodo de
cambio de gobierno.
4.1.6.3 Riesgo País
El riesgo país se define como toda incertidumbre generada por la
voluntad y la capacidad de una entidad extranjera de respetar todos
sus compromisos financieros y/o legales en la fecha contractual101.
Existen cinco componentes del riesgo país: El riesgo político,
económico, financiero, regional y riesgo de crisis sistémica global.
A continuación se explican las principales fuentes del riesgo político102:
Debilidad institucional
Se tiene como ejemplo palpable de la debilidad institucional en lo
países latinoamericanos el término anticipado de los mandatos
presidenciales, casos recientes como Bolivia, Ecuador, Perú y
Argentina, nos invitan a la reflexión sobre la inestabilidad de nuestros
países y el riesgo adicional generado en comparación con los países
desarrollados donde la regla es que los gobernantes elegidos en
procesos electorales transparentes culminan su mandato en el tiempo
legalmente establecido.
Burocracia
La existencia de un aparato burocrático excesivamente grande y la
imposición de trámites engorrosos para el desarrollo de cualquier
actividad empresarial constituyen un freno a la economía y hace menos
101 Michel, Henry. Aleida Sarmiento y José Lumbreras. El Riesgo-País: Un enfoque latinoamericano, Perú Universidad Esan, 2007, Pág. 23. 102 Orellana, Sergio. El Riesgo País: Conceptos y Metodologías de Cálculo.
124
atractivo un país para realizar una inversión en él. Usualmente un alto
grado de burocracia esta asociada a un alto grado de corrupción.
Corrupción
El efecto de la corrupción es la incertidumbre a que está expuesta una
empresa que opera en una economía emergente, pues se puede ver
sujeta a incurrir en mayores costos de los previstos103. Según el estudio
hecho por la ONG Transparency International, que calcula el índice de
transparencia de los países (o índice de corrupción), el Perú se
encuentra ubicado en el puesto 72, muy por debajo de Chile que se
encuentra en el puesto 22. En el 2006 el Perú estuvo en el puesto 70
esto se debe a que los demás países han mejorado sus índices de
transparencia y las medidas contra la corrupción, el Perú lo ha hecho
(pasando de una calificación de 3.3 en el 2006 a 3.5 en el 2007), pero
no lo suficiente, por lo que queda mucho por hacer en el combate a la
corrupción.
Sistema Legal
La existencia de un sistema legal y leyes complejas que no se
encuentran bien articulados, deja espacio para la intervención de entes
ajenos al propio sistema en perjuicio de otros ajenos a sus intereses;
en ese sentido se debe de buscar marcos regulatorios ordenados y
congruentes con los objetivos del país y que atraigan inversiones hacia
el país.
Restricciones a la movilidad de los fondos y a la convertibilidad
de la moneda
Esto afecta a las empresas que mantienen subsidiarias en los países
donde el gobierno aplica dichas restricciones, casos como el de
Argentina y Venezuela son un claro ejemplo, inestabilidad generada por
decisiones que no van de la mano con los objetivos de desarrollo de los
países.
Riesgo Económico
Este riesgo abarca principalmente las variables económicas de un país
o región, hacen referencia a la variabilidad de las variables económicas
de un país en cuanto a producción, tasas de interés, precios, tipo de
103 Orellana, Sergio. El Riesgo País: Conceptos y Metodologías de Cálculo.
125
cambio, déficit de la balanza de pagos, déficit fiscal, etc. Es necesario
evaluar con sumo cuidado este tipo de riesgo debido a que no afecta
de manera similar a todas las industrias, asi se tiene que una
devaluación afectaría a empresas dedicadas a la importación de bienes
mientras favorecería a empresas exportadoras.
Riesgo Financiero
Este tipo de riesgo por lo general se manifiesta en épocas de crisis:
devaluación, inflación, declaratoria de no pago de la deuda, ajustes
macroeconómicos, etc. La importancia de este tipo de riesgo es prever
la intensidad del mismo y ver la probabilidad de que se materialice, asi
como cuál sería el impacto dentro de la actividad o sector donde se
encuentra ubicado.
Riesgo Regional
Este tipo de riesgo es resumido en cómo ven los inversionistas a la
región, es decir, tienen dentro de su cartera de inversiones a los
mercados emergentes como una sola clase de activos, así se tiene que
las crisis se contagian de un país a otro, en determinadas regiones o
grupos de países por un efecto dominó. De este modo, se tiene que las
crisis pueden ser importadas o exportadas por los países, una subida
en las tasas de interés por parte de la FED trae consigo que las
inversiones en los países emergentes se contraigan, además del
aumento del servicio de la deuda debido a que se maneja una tasa de
interés variable dentro de las estructuras de deuda de los países y las
empresas.
En el gráfico adjunto, se puede observar la evolución del Embi para los
países emergentes y para el Perú en la última década, este indicador
mide el diferencial o spread entre las tasas de interes de un bono
emitido por el Tesoro de los Estados Unidos y un bono similar en algún
otro país emergente, más que un indicador del riesgo país es un
indicador del riesgo soberano, no obstante, sirve como primera
aproximación del riesgo país.
126
Embi+ Perú - Paises Emergentes
0
200
400
600
800
1000
1200
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007*
Año
Pbs
Embi Paises Emergentes Embi Perú
Fuente: Elaboración propia en base a información del BCRP
(*) A junio del 2007
Riesgo Sistémico
Este es un riesgo de crisis, con la integración de los mercados
comerciales y financieros, el riesgo de una crisis global es mayor, esto
debido a que las causas u orígenes o cualquier desequilibrio financiero,
económico y/o geopolítico se deja sentir en todo el mundo.
4.1.7 Riesgo Operativo
4.1.7.1 Saturación de las redes de transmisión
Durante los últimos años, en el Perú, el desarrollo de la transmisión ha
sido muy limitada. El problema del sector es la poca inversión en líneas
de transmisión. Las últimas inversiones en generación eléctrica se han
concentrado en el centro del país, principalmente en Lima, donde las
generadoras se pueden abastecer de gas natural. Es desde Lima de
donde la energía se lleva a diferentes partes del país a través de líneas
de transmisión; las cuales, cada vez disponen de menos capacidad de
transporte, debido al incremento de la demanda que están teniendo las
provincias.
La frecuente congestión en la línea de transmisión Lima-Paramonga-
Chimbote ha ocasionado que para cubrir la creciente demanda del
norte del país deban funcionar equipos de generación eléctrica a diesel
en esa zona, ocasionando un incremento de precio de la energía. Esta
línea está siendo, actualmente, reforzada y su construcción culminaría
en mayo próximo.
127
Otra línea que presenta problemas de congestión es la línea de
transmisión Mantaro-Socabaya; en la cual, recién empezarán con los
trabajos de reforzamiento de la línea dentro de dos años. En los
gráficos se pueden apreciar los flujos máximos semanales de los
últimos dos años, tanto de centro a sur (línea Mantaro – Socabaya)
como de centro a norte (línea Chimbote – Paramonga).
Potencia Máxima Transmitida por la Interconexión Centro-Sur
0
50
100
150
200
250
300
350
400
semanas
Potencia (M
W)
Mantaro - Socabaya Socabaya - M antaro
(**)
(**) Limite máximo de flujo de potencia 280 MW.
Fuente: COES
128
Potencia Máxima Transmitida por la Interconexión Centro-Norte
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
semanas
Potencia (M
W)
Chimbote 1 - Paramonga Paramonga - Chimbote 1
(**)
(**) Limite máximo de flujo de potencia 160 MW
Fuente: COES
El problema de la saturación de las líneas, es que crea islas en el
sistema y como consecuencia de ello, al incrementarse la demanda, no
despacharía la unidad más económica del sistema, sino la de la zona
que ha sido aislada, la cual resulta ser más cara, diferenciando los
costos marginales por zonas. Para una central, el principal riesgo al
generarse la congestión es el de no despachar por límite en la
capacidad de la línea.
Por otro lado, de acuerdo al DU N°046-2007, cuando por
consideraciones de congestión de instalaciones de transmisión el COES
deba despachar unidades de generación fuera del orden de mérito de
costos variables, tomando en cuenta los criterios de optimización en la
operación del SEIN, los costos variables de dichas unidades no serán
considerados para la determinación de costos marginales del SEIN.
Los sobrecostos en que incurran los titulares de dichas unidades serán
compensados conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico
que, para estos efectos, apruebe OSINERGMIN a propuesta del COES,
asignando el pago de tales sobrecostos a los Generadores que realicen
retiros netos positivos de energía durante el período de congestión en
129
las barras del subsistema eléctrico afectado por dicha congestión. Tal
asignación se efectuará en proporción a dichos retiros netos positivos.
4.1.7.2 Volatilidad en el pago de conexión de una central al SEIN
Uno de los costos adicionales en que incurre una central es la conexión
a la red de transmisión, este costo depende de donde esté ubicada la
central y el tipo de clasificación que reciba la red. De acuerdo a la
normativa peruana, existen dos tipos de sistemas de transmisión: el
sistema principal de transmisión y el sistema secundario. De acuerdo a
la Artículo 132° de la LCE, cada cuatro años o a la incorporación de
una nueva central de generación en el sistema se evalúan los sistemas
de transmisión calificados como principales y se procede a la
calificación.
La volatilidad de la asignación al sistema principal y secundario crea
incertidumbre en su asignación tarifaria, introduciendo riesgos en la
generación y distribución.
Existen los llamados sistemas secundarios donde es posible identificar a
los usuarios que generan los flujos de energía; se asignan tres tipos de
sistemas secundarios: los de demanda, los de generación y los de
generación/demanda. Los de demanda son usadas por los
distribuidores para llegar a los usuarios finales, sirven para conectar a
una determinada zona al sistema principal y es pagada por los usuarios
de la zona; los de generación sirven a las generadoras para conectarse
y suministrar energía a la red principal y son pagadas íntegramente por
los generadores y los de generación/demanda que no se les puede
relacionar directamente con los generadores a la demanda y se paga
en proporción al uso.
El Sistema Secundario de Demanda establece un cargo de peaje
secundario unitario a ser pagado por los consumidores en función de la
demanda y se calcula como el cociente del peaje secundario
actualizado entre la energía transportada actualizada para un horizonte
de 15 años. Para el Sistema Secundario de Generación se establece un
cargo de peaje secundario a ser pagado por los generadores usuarios
de las instalaciones. Aquí se aplica el método de factores topológicos
para determinar el porcentaje de asignación del costo en función del
uso físico. Para el Sistema Secundario de Generación/Demanda se
aplica el sistema de beneficiario de la red para separar los beneficios
que se obtienen por el uso de la red. Esta estructura de sistemas de
130
transmisión introduce riesgos importantes en los cargos fijos que se
aplican.
El problema principal de una central hidráulica es su ubicación, ya que
necesita estar cerca de grandes caídas de agua ya sean naturales o
artificiales para convertir la energía potencial del agua en energía
eléctrica. La estructura de la central puede ser muy diversa según le
afecten los condicionantes orográficos de su ubicación. Por este
motivo, por lo general, están alejadas de las zonas de demanda y
tienen que considerar una red para conectarse al sistema principal y de
allí se producen algunos cuestionamientos importantes de responder
¿qué clasificación recibe la red?, ¿quién asume el pago de la conexión?,
si se conecta a una red existente ¿cómo se va a distribuir el pago?, si
entra otra central, ¿cómo afectaría al pago? Estos cuestionamientos
muestran la incertidumbre respecto a los costos de conexión en los que
incurrirá la central hidroeléctrica, teniendo la característica que debe
montarse donde geográficamente se encuentren las caídas de agua.
4.1.7.3 Operación de la Central
La producción de la energía eléctrica es, junto con la comercialización,
la función más importante de la nueva central. La producción tendrá el
riesgo de fallas propias de la operación: fallas en los equipos, fallas en
las maniobras de los equipos de operación. Asimismo, fallas exógenas
a la producción: derrumbes ocasionados por desastres naturales,
inundaciones en las salas de máquinas, atentados terroristas, entre
otros.
5 Barreras de Entrada en inversiones en CH
5.1 Requisitos para el otorgamiento de concesiones. 5.1.1 Requisitos necesarios para el otorgamiento de una concesión.
A continuación se detallan los procedimientos para el otrogamiento de una
concesión.
5.1.1.1 Procedimiento para obtener Concesión Temporal
En base de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844 artículo 23)
y el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. Nº 009-93-
EM artículos 30 al 33), se puede solicitar la concesión temporal de
generación cuando se desarrollen estudios sobre generación de energía
131
eléctrica previendo utilizar recursos hidráulicos cuya potencia sea
superior a 10 MW. Los requisitos establecidos en el artículo 30 del
Reglamento e ítem CE02 del Anexo Nº 1 del Texto Único de
Procedimientos Administrativos (TUPA) del Ministerio de Energía y
Minas son:
• Solicitud de Concesión Temporal dirigida al Director General de
Electricidad y el pago del TUPA (40% UIT);
• Memoria descriptiva y plano general de delimitación del
anteproyecto en coordenadas UTM (WGS 84 o PSAD 56). El
citado plano deberá contar con la firma y el sello del
profesional responsable;
• Copia de autorización consentida de uso de recursos naturales
(agua) de propiedad del Estado para ejecución de obra cuando
corresponda;
• Requerimiento específico de posibles servidumbres sobre
bienes de terceros;
• Descripción y cronograma de los estudios a ejecutar;
• Presupuesto del estudio; y,
• Garantía en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, vigente
durante el plazo de concesión solicitado, por un monto
equivalente al 1% del presupuesto del estudio hasta un tope
de 25 UIT.
5.1.1.2 Procedimiento para obtener Concesión Temporal
En base de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844 artículos 3,
6, 22, 25, 26 y 28) y el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas
(D.S. Nº 009-93-EM artículos 37 al 43, 53 y 54), se puede solicitar la
concesión de generación para aquellas actividades de generación de
energía eléctrica que utilicen recursos hidráulicos y cuya potencia sea
superior a 10 MW. Los requisitos establecidos en el artículo 25 de la
Ley, 37 del Reglamento e ítem CE01 del Anexo Nº 1 del Texto Único de
Procedimientos Administrativos (TUPA) del Ministerio de Energía y
Minas son:
• Solicitud de Concesión dirigida al Director General de
Electricidad y el pago del TUPA (50% UIT);
• Memoria descriptiva y planos completos del proyecto;
• Autorización consentida de uso de recursos naturales (agua) de
propiedad del Estado para ejecución de obra cuando
corresponda;
132
• Especificación de las servidumbres requeridas;
• Cronograma de ejecución de obras;
• Presupuesto del proyecto;
• Resolución Directoral consentida de aprobación del Estudio de
Impacto Ambiental por la Dirección General de Asuntos
Ambientales Energéticos del Ministerio de Energía y Minas o el
cargo de solicitud de aprobación del EIA ante la citada
dirección;
• Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM
(WGS 84 O PASAD 56);
• Contrato formal de suministro de energía en el caso de
concesiones de distribución; y,
• Garantía en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, por un
monto equivalente al 1% del presupuesto del proyecto hasta
un tope de 50 UIT.
Las Concesiones Definitivas solicitadas sobre la base de instalaciones
construidas y en operación; están exoneradas de la presentación de los
requisitos: (i) Especificación de las servidumbres requeridas; (ii)
Cronograma de ejecución de obras y (iii) Garantía en beneficio del
Ministerio de Energía y Minas, por un monto equivalente al 1% del
presupuesto del proyecto hasta un tope de 50 UIT.
5.1.2 Montos a pagar en cada etapa y causales de caducidad de la concesión.
Asimismo, en el siguiente cuadro se muestran los pagos necesarios por
concepto de la solicitud dirigida a la Dirección General de Electricidad y de la
garantía en beneficio del Ministerio de Energía y Minas para solicitar los
derechos de concesión.
Derechos Pago TUPA (% UIT) Garantía
Concesión Definitiva 50 1% del presupuesto del proyecto, con un
tope de 50 UIT
Concesión Temporal 40 1% del presupuesto del estudio, con un
tope de 25 UIT
Por otro lado, se describen los causales de caducidad de la concesiones.
Concesión Temporal
Si vencido el plazo otorgado para una concesión temporal o su renovación, el
concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud,
133
respecto a la ejecución de los estudios y cumplimiento del cronograma
correspondiente, la Dirección ejecutará la garantía otorgada.
Concesión Definitiva
La concesión definitiva de generación caduca cuando:
• El concesionario no acredite dentro del plazo señalado, la inscripción
del contrato de concesión en el Registro de Concesiones para la
Explotación de Servicios Públicos.
• El concesionario no cumpla con ejecutar las obras conforme al
Calendario de Ejecución de Obras, salvo que demuestre que la
ejecución ha sido impedida por la ocurrencia de caso fortuito o fuerza
mayor calificada como tal por el Ministerio de Energía y Minas.
5.1.3 Lista de concesiones otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas A continuación se detallan las concesiones temporales que se encuentran en
etapa de estudios y las concesiones definitivas de proyectos de centrales
hidroeléctricas, precisando el titular de la concesión, la potencia instalada inicial
del proyecto, la ubicación y la fecha de inicio y de finalización de cada una de
las concesiones.
Concesiones Temporales en Etapa de Estudio
N
º
Central
Hidroeléctrica
Titular de la
Concesión
Potencia(MW)
Instalada
Ubicación Resolución
Ministerial
Fecha de
Inicio
Fecha de
Culminación
1 JARHUAC, PIRCA
Y LA CAPILLA
ELECTROPAMPA
S.A.
330
800
ICA
AYACUCHO
207-2004-
MEM/DM
(14.05.2004)
05.03.2004 05.03.2006
2 QUIROZ
VILCAZAN
J.USUARIOS
DISTRITO RIEGO
SAN LORENZO
18 PIURA 207-2004-
MEM/DM
(02.05.2005)
03.03.2005 03.03.2007
3 SAN GABAN III EMPRESA SAN
GABAN S.A.
Por
determinar
PUNO 207-2004-
MEM/DM
(31.03.2005)
22.04.2005 22.04.2007
4 SANTA TERESA MACHU PICCHU
S.A.
108. 8 CUSCO 207-2004-
MEM/DM
(06.05.2005)
07.05.2005 07.05.2007
5 LLAMAC 2 CAHUA S.A. 71 ANCASH 207-2004-
MEM/DM
(21.05.2005)
22.05.2005 22.05.2007
6 LLACLLA 2 CAHUA S.A. 71 ANCASH 207-2004-
MEM/DM
(21.05.2005)
22.05.2005 22.05.2007
7 COPA CAHUA S.A. 92 LIMA 207-2004- 09.06.2005 09.06.2007
134
MEM/DM
(08.06.2005)
8 RAPAY CAHUA S.A. 85 ANCASH 207-2004-
MEM/DM
(20.06.2005)
21.06.2005 21.06.2007
9 TABLACHACA 2 IESA S.A. 200 LIBERTAD
ANCASH
207-2004-
MEM/DM
(30.06.2005)
01.07.2005 01.07.2007
1
0
CHAGLLA HUALLAGA S.A. 240 HUANUCO 207-2004-
MEM/DM
(19.01.2006)
20.01.2006 20.01.2008
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
Concesión Definitiva. Proyectos de Centrales Hidroeléctricas
Nº Central
Hidroeléctrica
Titular de la Concesión Potencia
Instalada
(MW)
Ubicación Resolución
Suprema
Inversión
(millones
US$)
Fecha de
Puesta en
Servicio
1 SANTA RITA ELECTRICIDAD ANDINA
S.A.
173.5 ANCASH 002-2006-EM
(06.01.2006)
134 30.09.2008
2 LA VIRGEN PERUANA DE ENERGIA
S.A.A.
58 JUNIN 060-2005-EM
(12.10.2005)
54. 9 01.04.2008
3 QUITARACSA I QUITARACSA S.A. 112 ANCASH 075-2005-EM
(12.10.2005)
78. 5 13.06.2009
4 SAN GABAN I EMPRESA GENERACION
MACUSANI S.A.
120 PUNO 004-2004-EM
(02.02.2004)
132. 2 20.06.2009
5 EL PLATANAL CEMENTOS LIMA S.A. 220 LIMA 036-2003-EM
(04.10.2003)
155 25.10.2008
6 MORRO DE
ARICA
CEMENTOS LIMA S.A. 50 LIMA 036-2003-EM
(04.10.2003)
128 31.12.2008
7 PUCARA EGECUZCO 130 CUZCO 030-2003-EM
(21.08.2003)
136. 4 18.11.2008
8 CHEVES CHEVES S.A. 525 LIMA 027-2003-EM
(07.08.2003)
306. 2 19.11.2009
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
5.1.4 Análisis de la NO ejecución de los proyectos con concesiones otorgadas
Los proyectos de generación hidroeléctrica que han tenido contratos de concesión
eléctrica no han sido ejecutados por algunas de las siguientes razones:
• Las normas legales vigentes en el caso de obtener la Concesión Temporal y
Definitiva han sido muy permisivas. Lo que ha ocasionado que las empresas
concesionarias cumplan dichas normas sin apremio y procedan a las
ampliaciones de plazo de manera indiscriminada y en algunos casos sin
justificación seria alguna.
135
• Las empresas concesionarias, por lo general, han sido promotores de proyectos
que en general no han tenido el respaldo económico financiero ni técnico para
realizar los proyectos hidroeléctricos que por su envergadura requieren.
• En general, sólo han sido especuladores que esperaban ser intermediarios de
los inversionistas que realmente ejecutan obras de la envergadura de las
centrales hidroeléctricas. En este contexto, muy pocas centrales hidroeléctricas
se han ejecutado porque las ganancias esperadas por estos concesionarios
intermediarios eran excesivas.
• Según la presidenta de la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la
República, Cecilia Chacón, quien el 6 de Diciembre del 2007 sustentó el
dictamen ante el pleno del Congreso mediante la cual se aprobó una propuesta
del Poder Ejecutivo por la cual se modifica la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley
25844), en especial en lo referido a las concesiones otorgadas para la
construcción de proyectos hidroeléctricos o térmicos, la modificación se justifica
sobre todo porque entre los años 2002 y 2007 el Ministerio de Energía y Minas
otorgó más de quince concesiones hidroeléctricas y se ha ejecutado menos del
15% de estos proyectos debido a que la ley de concesiones no establecía
plazos. Las modificaciones se orientan a establecer plazos y requisitos más
exigentes para que las empresas generadoras accedan a una concesión
definitiva. Así, la ley aprobada solicita que las empresas interesadas presenten
un plan de construcción de las plantas generadoras y garanticen que estas van
a ser desarrolladas, de lo contrario, sólo tendrán acceso a una concesión
temporal.
5.2 Procedimiento de aprobación de estudios de impacto ambiental (EIA) y planes de manejo ambientales (PAMAS)
5.2.1 Descripción del proceso de aprobación del EIA y PAMAs para Centrales Hidroeléctricas
En base del “Establecimiento de Límites Máximos Permisibles de Emisión para
Actividades Eléctricas” (R.D. N° 008-97-EM) y el “Documento Base para la
actualización del Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades
Eléctricas” (D.S. N° 029-94-EM artículos 19°, 20°, 21°, 23°, 24°, 29º, 38º y
39º), es necesario tomar en cuenta lo siguiente:
La solicitud de aprobación de un Estudio Ambiental (EA) deberá ser dirigida a la
DGAAE (Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del Ministerio de
Energía y Minas) quien procederá a su revisión y emitirá opinión al respecto
dentro de un plazo máximo de ciento veinte (120) y de cuarenta y cinco (45)
días en los casos de Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y Planes de
Manejo Ambiental (PMA). Una vez cumplido este plazo, se aplicará el silencio
136
administrativo positivo. La DGAAE, podrá formular observaciones, aclaraciones
o solicitar ampliación de los temas tratados en los EA y PMA, los cuales deberán
ser atendidos por la empresa en un plazo que fijará la DGAAE que no será
mayor a noventa (90) días. Las EIA deberán ser elaborados y suscritos por los
profesionales de las entidades autorizadas por la DGAAE. Los DIA podrán ser
elaborados y suscritos por un equipo multidisciplinario de profesionales
(habilitados por el Colegio Profesional correspondiente y contar con
capacitación en aspectos ambientales).
La Empresa deberá presentar al OSINERGMIN, dentro de los treinta (30) días
de haberse culminado los trabajos de construcción de cualquier proyecto de
generación, un Informe de cumplimiento de las medidas recomendadas en el
EA correspondiente. Asimismo, en este informe se establecerán las medidas de
control o mitigación que correspondan en caso de encontrarse pasivos
ambientales. La autoridad podrá disponer la elaboración de un Plan de Manejo
Ambiental - PMA en los casos en los cuales alguna instalación lo requiera
siempre y cuando ésta cuente de un PAMA o EA aprobado previamente.
Los solicitantes de Concesiones y Autorizaciones y empresas concesionarias o
autorizadas, deberán considerar todos los efectos potenciales de sus Proyectos
Eléctricos sobre la calidad del aire, agua, suelo y recursos naturales. Su diseño,
construcción, operación y abandono deberán ejecutarse de forma tal que
minimicen los impactos dañinos. Se deberá tener especial cuidado que no
originen condiciones inestables ambientales, como erosión e inestabilidad de
taludes o almacenamiento de sustancias peligrosas. La Empresa y las que
tengan Proyectos Eléctricos, considerarán sus efectos potenciales sobre niveles
de aguas superficiales y subterráneas. Estos serán diseñados, construidos y
operados de tal manera que se minimicen sus efectos adversos sobre la
morfología de lagos, corrientes de agua y otros usos (potable, suministro de
agua, agricultura, acuicultura, recreación, cualidad estética, hábitat acuático,
etc.), que protejan la vida acuática.
En el cauce de ríos, quebradas o cruces del drenaje natural de las aguas de
lluvia, deberán construirse instalaciones acordes con sus regímenes naturales,
para evitar la erosión de sus lechos o bordes producidos por la aceleración de
flujos de agua. De igual manera, deben evitarse obras que impacten la fauna
acuática. Asimismo, no se deberá afectar severamente la biodiversidad en el
área de influencia del proyecto, no producir impactos negativos irreversibles en
la flora en peligro de extinción, o en la capacidad productiva de especies de
flora de valor alimenticio, farmacéutico, etc. Las áreas alteradas y deforestadas
como consecuencia de la ejecución del proyecto, serán recuperadas y
resembradas.
137
Los Proyectos Eléctricos en etapa de diseño, construcción o instalaciones en
operación considerarán los efectos potenciales de los mismos sobre la fauna
silvestre reduciendo pérdidas de su hábitat o la capacidad reproductiva de
especies valiosas o especies amenazadas. También se tendrá en cuenta los
efectos potenciales sobre el ecosistema acuático y los recursos acuáticos como
peces, mariscos, plantas marinas, etc.; se deberá minimizar los impactos
negativos en su hábitat o capacidad productiva especialmente de las especies
amenazadas y de las especies acuáticas raras.
Los EIA deben contener una evaluación de los riesgos o posible afectación a la
diversidad biológica y sus componentes así como las medidas necesarias para
mitigar posibles impactos de estas actividades.
Los EA de las centrales hidroeléctricas contendrán un “Enfoque de Manejo de
Cuenca” con la finalidad de recomendar medidas a tomarse desde el punto de
vista ambiental para evitar la desestabilización del sistema hidrológico e
hidrobiológico de la superficie colectora que drena las aguas hacia el reservorio
para su aprovechamiento energético. Este Enfoque de Manejo de Cuencas
deberá ser concordante con el Programa Regional de Cuencas que diseñen los
Gobiernos Regionales.
Las centrales hidroeléctricas contarán con un programa de manejo y
administración de recurso hídrico con la finalidad de asegurar el adecuado
control en el uso del recurso y no desestabilizar el sistema hidrológico. Este
plan, que tendrá carácter de declaración jurada, contendrá el cálculo y
mantenimiento del caudal ecológico.
5.2.2 Cómo se desincentivan las inversiones a través de la aprobación de los EIA y PAMAs.
Las normas ambientales son difusas, facilitan la discrecionalidad, burocratizan,
demoran y politizan las inversiones.
Los proyectos requieren cumplir previamente con el Sistema de Impacto
Ambiental mediante una Declaración (DIA) o Estudio de Impacto Ambiental
(EIA), cuya aprobación demora más de un año, en circunstancias que la ley
establece 120 días y 60 días respectivamente. Sin estos permisos no hay
financiamiento. La aprobación se politiza, porque la DGAAE exige la ejecución
de talleres informativos para la población de localidades que estén ubicados en
la zona de influencia. Estos talleres traen la presencia de poblaciones
organizadas políticamente y que en muchos casos tienen filiación política
adversa, de tal forma que un Estudio eminentemente técnico, es sometido a la
opinión de personas de localidades que lo ven desde el punto de vista político y
que tienen rivalidades que en muchos casos son ancestrales. Esto ocasiona que
138
no se lleguen a los acuerdos necesarios para viabilizar la aprobación de los EIA
y PAMAS. Con la consecuencia de la demora de su aprobación.
Por otro lado, las autoridades de las localidades que se encuentran en la zona
del ámbito de influencia, son cambiadas cada cuatro años en promedio. Estos
cambios de autoridades provocan que las nuevas autoridades en muchos casos
desconocen los acuerdos que realizaron las autoridades que han reemplazado,
produciéndose conflictos con los inversionistas que no se explican como pueden
afrontar estos cambios de actitud que llegan a desconocer los acuerdos. Los
inversionistas tienen que volver a tratar los temas de conflicto que fueron
solucionados con anterioridad, sólo lo hacen porque tienen inversiones
realizadas que sería muy oneroso dejar. Pero, estos temas recurrentes
desincentivan las inversiones por la inestabilidad que tiene actualmente el Perú
en estos aspectos.
5.3 Aspectos tributarios. El régimen tributario promotor de las inversiones en Centrales Hidroeléctricas se da con
la promulgación de la Ley Nº 28876 en Julio de 2006, que amplía los alcances del
régimen de recuperación anticipada del IGV a las empresas de generación eléctrica.
Posteriormente, el Decreto Legislativo N° 973 establece el régimen especial de
recuperación anticipada del impuesto general a las ventas, ampliando el régimen a todos
los sectores de la economía. En ese sentido, la ley 973 abarca a todos los sectores
estableciendo algunos requisitos, como la inversión mínima de 5 millones de dólares, el
plazo que debe corresponder con una etapa preproductiva igual o mayor a dos años
desde el inicio del cronograma de inversiones, además de destinarse a operaciones que
se encuentren gravadas con el IGV o en su defecto que se destinen a la exportación.
5.3.1 Complicaciones en la devolución anticipada del IGV
Las complicaciones de la devolución anticipada del IGV están determinadas
básicamente por el tiempo en que transcurre desde que se solicita la devolución
y el momento en que se tiene la disponibilidad de este monto.
Para acogerse al régimen es necesario obtener la Resolución Suprema
refrendada por el Ministro de Economía y el titular del Sector correspondiente,
aprobando las personas que califiquen para el goce del régimen; así como los
bienes, servicios y contratos de construcción que otorgarán la Recuperación
Anticipada del IGV, para cada contrato, es en este punto donde estriba la
mayor dificultad por los tiempos transcurridos en la obtención de la resolución.
5.3.2 Variación de la política tributaria La política tributaria en este aspecto se ha manejado de manera favorable al
sector, en ese sentido en Julio de 2006 se aprueba la Ley Nº28876 que
139
ampliaba el alcance de la recuperación anticipada del IGV hacia las empresas
de generación eléctrica, asimismo en Marzo de 2007 se amplia el alcance hacia
todos los sectores de la economía dando señales claras hacia los inversionistas
del sector y de otros sectores intensivos en bienes de capital e inversiones de
mayor cuantía.
5.3.3 Barreras arancelarias
Se ha promocionado la eliminación de aranceles para bienes de capital pasando
a 0% de aranceles sobre el valor CIF para un aproximado de 2,894 partidas
arancelarias, dentro de las cuales podemos encontrar bienes de capital para el
montaje e instalación de Centrales Hidroeléctricas. Así se tiene la liberación de
la importación de turbinas y ruedas hidráulicas de potencia superior a 10kw
entre otros que servirán para la promoción de inversiones en el sector.
5.4 Otorgamiento de derechos de aguas
El derecho de hacer uso del agua es administrado por el Ministerio de Agricultura y está
normado en la Ley General de Aguas que fue promulgada mediante Decreto Ley Nº
17752 en el año 1969. Asimismo, el Reglamento de Tarifas y Cuotas por el Uso de Agua,
aprobado mediante Decreto Supremo Nº 003-90-AG, en su artículo 3º señala la distinción
de dos tipos de tarifas según el uso del agua sea con una con fines agrarios o no
agrarios en actividades como la generación de energía, su utilización en la industria,
minería, consumo poblacional, entre otras. También detalla que los fondos que se
recauden por la cobranza de esta última, con excepción a los correspondientes por
Canon de Agua, constituyen Ingresos Propios del Ministerio de Agricultura, Dirección
General de Aguas y Suelos, y serán destinados al cumplimiento de las actividades de
regulación del uso de los recursos agua y suelo, y a la protección de cuencas.£
Al respecto, cabe indicar que recientemente se ha publicado un Decreto Legislativo que
crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos105 en el que se establece que los usuarios
del agua están obligados a contribuir al uso sostenible y eficiente del recurso mediante:
(i) Retribución económica, como aporte al Estado, por el uso del agua, recurso
natural,conforme a lo establecido en el artículo 20º de la Ley Orgánica de
Aprovechamiento Sostenible de Recursos Naturales, Ley 26821; (ii) Tarifas de agua,
como contraprestación por los servicios de regulación, derivación, conducción,
distribución y abastecimiento de agua que prestan los operadores de infraestructura
104 En el Reglamento de la Ley de Canon, mediante DS Nº 005-20002-EF, se establece que el Canon Hidroenergético, es el 50% del Impuesto a la Renta pagado por las empresas concesionarias de generación de energía eléctrica que utilicen recurso hídrico. El cual será transferido a los gobiernos locales y regionales hasta en doce cuotas iguales consecutivas mensuales a partir del mes siguiente de haberse recibido la información de la SUNAT. 105 Decreto legislativo Nº1081, que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos
140
hidráulica. La tarifa comprenderá los costos de operación y mantenimiento de la
infraestructura hidráulica, la recuperación delas inversiones y la gestión de riesgos.
Asimismo, esta norma establece que las tarifas de agua se clasifican en Tarifas por
utilización de infraestructura hidráulica mayor, Tarifas por utilización de infraestructura
hidráulica menor, y Tarifas por la prestación de servicios de agua poblacional.
En cuanto al orden de preferencia para el uso del agua, el artículo 27º de la referida ley
establece que las aguas se dispondrán primero para las necesidades primarias y
abastecimientos de poblaciones, segundo para cría y explotación de animales, tercero
para agricultura, cuarto para uso energéticos, industriales y mineros; y quinto para
cualquier otro uso. En el último proyecto de la Ley General de Aguas de la Comisión
Multisectorial con D.S. 122-2002-PCM se prevée darle más prioridad al uso del agua para
la generación eléctrica, colocándola en tercer orden, luego del aprovechamiento acuícola
y agropecuario
Al respecto, el Decreto Legislativo que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos106
establece entre sus principios uno de prioridad en el acceso al agua, señalando que el
acceso para la satisfacción de necesidades primarias de la persona humana es prioritario
sobre cualquier otro uso. Al no establecer esta norma disposiciones sobre los otros uso
del agua, puede entenderse que los mismos se encuentran en una situación de paridad y
ya no de preferencia como ocurría en la Ley General de Aguas.
El valor de la tarifa por uso de agua superficial por metro cúbico con fines no agrarios,
está regulado en el artículo 54º y señala que a partir del año 1989 es igual a un
porcentaje de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT) señalado para el mes de enero del
año de su aplicación. El referido porcentaje varía según el uso del recurso, siendo 0.4%
para el uso industrial y minero; y 0.2% para el uso energético, piscícola y poblacional.
Asimismo, en el artículo 55 se ha establecido la distribución de los fondos obtenidos por
el concepto de tarifa por el uso de aguas no agrícolas, correspondiendo el 60% al Fondo
de Reforzamiento Institucional de las Administraciones Técnicas de los Distritos de Riego,
el 25% al Programa Nacional de Manejo de Cuencas Hidrográficas y Conservación de
Suelos del MINAG, el 15% a la Intendencia de Recursos Hídricos del Instituto Nacional de
Recursos Naturales – INRENA.
5.4.1 Proceso de otorgamiento del derecho de agua. Para la formalización de los derechos de agua de los predios comprendidos en
uno de los valles, se requieren ejecutar las actividades siguientes, según la
metodología aprobada:
106 Decreto legislativo Nº1081, que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos
141
Actividades preliminares, que comprende la definición del ámbito geográfico; el
diagnóstico preliminar; la recopilación de información; la preparación del
programa de trabajo y la implementación de un SIG de los valles involucrados.
Difusión y sensibilización, mediante entrevistas, encuestas y exposiciones.
Trabajo de campo, que comprende la verificación de la información recopilada,
en especial los padrones de usuarios y la red de canales; la conformación del
SIG local sobre la base del catastro del Programa de Titulación de Tierras
(PETT) y la red de riego; la sectorización e identificación de ordenamiento
territorial del riego; y la validación preliminar con los usuarios de la
configuración de los bloques de riego.
Fase de gabinete, que incluye la digitalización de la información gráfica y
alfanumérica recopilada en el campo, y el control de calidad de la misma y la
exportación al Sistema de Consulta en formación.
Evaluación de la disponibilidad de agua. que comprende la caracterización de la
oferta de los recursos superficiales y subterráneos; los cálculos de las
disponibilidades con persistencias del 75% y la determinación de la demanda
hídrica a nivel individual y por bloques.
Asignación de volúmenes, que corresponde a la asignación a cada unidad de
demanda (bloque) un volumen anual y su distribución mensual.
Exposición pública y levantamiento de observaciones, que incluye la difusión y
notificación a cada usuario, a cada JU y a cada Comisión de Regantes de la
exposición pública; la realización de la misma; la presentación de observaciones
por los usuarios; y la subsanación de observaciones.
Emisión de la Resolución Administrativa de Uso de Agua y entrega pública en
ceremonia pública y la entrega individual.
5.4.2 Dificultades en el proceso de otorgamiento del derecho de agua.
Con el fin de lograr un uso equitativo del recurso hídrico en el país y regularizar
el uso del agua para riego otorgándole la seguridad jurídica que requiere, la
Intendencia de Recursos Hídricos (IRH) del Instituto Nacional de Recursos
Naturales (INRENA) viene ejecutando – desde marzo del 2004 - el Programa
de Formalización de Derechos de Uso de Agua (PROFODUA), como parte del
Programa de Relanzamiento Agrario iniciado en el 2004, el mismo que tiene un
carácter masivo y gratuito, para que los usuarios agrícolas que vienen usando
el agua dispongan de su derecho administrativo de uso de agua que respalde el
uso requerido de este recurso.
El PROFODUA se refiere exclusivamente a las licencias para riego, aunque
puede incluir otros usos. Su objetivo es otorgar estos derechos a los usuarios
individuales, en una primera fase en la Costa del Perú y en fases posteriores en
142
el resto del país. Dicho Programa forma parte de uno de los ocho ejes
considerados prioritarios por el Gobierno en su documento Relanzamiento del
Plan Agrario Nacional (Carta Verde). Asimismo, responde a una alta prioridad
de los usuarios de riego, que lo ven como un elemento de seguridad jurídica
similar a los derechos de propiedad de la tierra, ya que les asegura que el agua
que tradicionalmente han venido usando no les puede ser retirada por la
autoridad para destinarla a otro uso, como puede ser algún proyecto de riego
alternativo. Este elemento de seguridad constituye un fuerte estímulo para
promover las inversiones privadas en riego; adicionalmente, los derechos
facilitan la gestión del agua para todo uso, cuya programación debe atender a
las necesidades de todos los titulares de esos derechos.
El Programa de Formalización de Derechos de Uso de Agua, PROFODUA, se
sitúa dentro de la “Política y Estrategia Nacional de Riego en el Perú”, aprobada
con RM 0498-2003-AG, que contiene la política para el manejo del agua en los
próximos 10 años, el cual contempla el otorgamiento de los derechos de usos
de agua y su entrega en bloque, así mismo dentro del Pacto Agrario Nacional
(PAN), denominado “Carta Verde”, se establecieron ocho ejes centrales de la
política del Estado para la agricultura, uno de los cuales es el “Aprovechamiento
Sostenible de los Recursos Naturales y Protección del Medio Ambiente”, en el
cual se inserta el Programa de Formalización de Derechos de Agua en los
principales valles de la costa, inicialmente.
Aunque los derechos en el PROFODUA se otorgan individualmente, en la
práctica, la asignación del agua se realiza en Bloques de Asignación, que son
subdivisiones hidráulicas de las Comisiones de Regantes. Los bloques son
unidades compactas, generalmente del orden de varios centenares dominadas
por una toma común, en general, se ha contemplado que la autoridad de
recursos hídricos entregue a cada bloque el agua correspondiente a todos sus
componentes y la distribución interna en el bloque sea de responsabilidad de la
organización de regantes.
Los derechos formalizados aseguran al usuario la entrega de los volúmenes
asignados mes por mes siempre que exista la disponibilidad en el río o acuífero.
En casos de disponibilidad insuficiente, ésta se reparte proporcionalmente a
cada derecho.
De acuerdo a lo señalado, en el marco del conjunto de actividades
contempladas en el Plan de Relanzamiento del Sector Agrario, correspondió a la
Intendencia de Recursos Hídricos (IRH) del INRENA a través de las
Administraciones Técnicas de los Distritos de Riego (ATDR), la ejecución de las
actividades referidas al PROFODUA en lo que respecta a la formalización de
derechos de uso de agua con fines agrarios; esto es, el otorgamiento de
143
licencias de uso de agua a los usuarios de riego, habiéndose fijado como meta
del PROFODUA en entre el 2004 a 2005, la formalización de 200 000 predios en
35 valles y 8 irrigaciones de la costa a través del otorgamiento de derechos de
uso de agua en bloque, que se traducirán en la regularización de las licencias y
permisos por predio comprendidos en cada bloque, de manera tal de cumplir,
en este aspecto, con lo dispuesto en la Ley Nº 17752, Ley General de Aguas
vigente.
El INRENA, mediante la IRH tiene entre otras la función de proponer, supervisar
y controlar las políticas, planes, programas, proyectos y normas sobre el uso y
aprovechamiento sostenible del agua, asimismo tiene transitoriamente la
competencia de supervisar, promover y evaluar el uso y aprovechamiento del
agua de riego, su otorgamiento en el ámbito nacional y la participación de los
usuarios de agua de riego y sus organizaciones.
La IRH del INRENA cuenta con presencia en el ámbito local en todo el país, a
través de las ATDR, quienes dependen técnica y funcionalmente de la IRH y
tienen por función, entre otras, el otorgamiento de derechos de uso de agua
para los usos previstos en la legislación de aguas. La Fase inicial del PROFODUA
fue financiada con recursos del Fondo de Reforzamiento Institucional (FRI).
Además, en el marco del relanzamiento del Sector Agrario, el INRENA, a través
de la IRH, tiene bajo su responsabilidad la dirección y supervisión del Programa
de Formalización de Derechos de Uso de Agua, el mismo que se viene
ejecutando a través de las ATDR.
Complementariamente y con la finalidad de permitir una continua actualización,
sistematización y mantenimiento de las licencias de agua otorgadas, se ha
propuesto implementar el Registro Administrativo de Derechos de Agua
(RADA), habiéndose esperado llegar a 390,000 predios inscritos en el RADA
hasta el 2007.
El objetivo inicial específico fue incrementar la adecuación y regularización
gradual de los derechos de uso de las aguas de riego, en los valles de la
vertiente del Pacífico, asignándose dotaciones básicas para uso agrícola en
función de los recursos disponibles, contemplando su uso eficiente, mediante el
otorgamiento de las respectivas Resoluciones Administrativas incrementando la
formalización de los derechos de agua e implementando el sistema de registro
de derechos de agua.
La realización del Programa en su Fase inicial, ejecutado entre el 2004 y el
2005, tuvo como meta la formalización de 200 000 predios en 35 valles y 8
irrigaciones de la costa. El Programa de Formalización de Derechos de Uso de
Agua (PROFODUA), fue financiando con recursos del Tesoro Público a través
del Fondo de Reforzamiento Institucional (FRI) y estuvo a cargo de la
144
Intendencia de Recursos Hídricos del INRENA del Ministerio de Agricultura, a
través de las Administraciones Técnicas de los Distritos de Riego, ATDR de los
valles de la costa.
Para la ejecución de la Fase Inicial, iniciada en marzo del 2004, se
contempló, desde el inicio, la necesidad de desarrollar e implementar una
metodología unificada y validada, a aplicarse de forma sistemática e idéntica en
todos y cada uno de los valles considerados para la formalización, a fin de
garantizar la uniformidad y eficiencia del proceso.
Para ello, fue muy importante y valioso la revisión y evaluación de las
metodologías desarrolladas y aplicadas en los procesos de catastro y titulación
de tierras en el Perú (desde 1996, con los Grupos de Trabajo Supervisados), en
Panamá (desde 1998, con las Brigadas de Campo), en México (en INEGI, desde
2000) y en Ecuador (desde 2003) así como la metodología aplicada en el
proceso de formalización de los derechos de agua aplicada en México (desde
2002). Con base a ellas, en particular a las experiencias de campo evaluadas,
se preparó un documento metodológico base inicial en marzo del 2004, el cual
se fue modificando y adecuando muy rápidamente en una serie de talleres de
trabajo conjuntos (descentralizados) con los responsables de los valles, los jefes
de brigada y los asesores jurídicos durante las primeras tres semanas de
trabajo, en abril del 2004, en donde se implementaron las diversas experiencias
de campo que iban obteniendo. Esto permitió obtener en muy corto plazo una
metodología realista, ágil, rápida y eficiente para las primeras cuatro
actividades del programa (hasta campo y gabinete).
Si bien inicialmente se planteo utilizar solamente los planos catastrales
preparados por PETT y que fueron proporcionados por dicha institución para
cada valle en MAPINFO (lo que requirió un trabajo intenso de transformación
para el Sistema SIG – Arc View 3.3), muy rápidamente se estableció la
necesidad de disponer informaciones adicionales como fotografías aéreas, de
preferencia recientes o de lo contrario imágenes satelitales de alta resolución
(con píxel igual o menor a un metro: IKONOS o QuickBird) para apoyar en la
identificación adecuada de la red de riego y áreas regadas, así como
modificaciones en la tenencias. Por ello, se coordinó inicialmente con el PETT
para el escaneo de las fotografías disponibles, pero de inmediato se estableció
la necesidad de un mejor escaneo a través de escaner fotogramético (con
resolución de un mínimo de 12 micrones o menos), que sólo se encuentran
disponibles en el SAN y en el IGN (uno en cada institución). De acuerdo a ello,
se estableció la necesidad de disponer de los gráficos de los vuelos realizados
por el SAN y el IGN para la identificación de pares intercalados de fotografías
aéreas disponibles para su escaneo respectivo para, después de
145
georeferenciarlas apropiadamente, preparar los planos en formato A3 a escalas
de acuerdo al tamaño de los predios en las zonas de trabajo para apoyar la
actividad de campo de las brigadas o sino de imágenes satelitales digitalizadas
y georeferenciadas (apoyándose en casos específicos, con GPS geodésicos), lo
que se incluyo, también, como parte de metodología.
En paralelo, se fueron evaluando y desarrollado los criterios mas convenientes
para la conformación de bloques y la asignación de los derechos de agua, que
inicialmente se contemplaron efectuarse en bloque, pero que a medida que se
iban presentando y discutiendo con los usuarios, se estableció la necesidad de
modificarse hacia una asignación de los volúmenes de agua – mensuales - en
bloque y el otorgamiento de los derechos de agua en forma individual pero
conjunta, a la mayor parte posible de los integrantes de los bloques. Esto a
pedido específico de diferentes organizaciones de usuarios de diversos valles.
Los criterios iniciales - para la conformación de bloques y la asignación - fueron
analizados, desarrollados, revisados y aplicados entre mayo y junio del 2004 en
los valles de Cañete, Chancay y Huaral, y sirvieron de base para preparar los
respectivos términos de referencia para:
• La realización de los correspondientes estudios de conformación de
bloques, a cargo de los responsables de valle (en la mayoría de los
caso) con el apoyo de los ATDRs y
• Los estudios de disponibilidades de agua (superficial – natural, regulada
y/o trasvasada- y/o subterránea, según el caso), demandas de riego
mensuales y asignaciones de hasta volúmenes mensuales dados, a
cargo de consultores individuales, seleccionados en forma preferencial
de acuerdo a sus experiencias de trabajo relacionadas en el valle
especifico, con la correspondiente supervisión.
Con la finalidad de tener una mayor aceptación del proceso sin observaciones,
se contempló la necesidad de que tanto los estudios de conformación de
bloques como los estudios de disponibilidades, demandas y asignaciones,
iniciados en julio del 2004 sean validados por las respectivas organizaciones de
usuarios, en diversas reuniones de trabajo y finalmente aprobadas con
respectivas actas de validación y que deberían ser incluidas como parte de las
respectivas Resoluciones Administrativas de aprobación. La implementación de
este procedimiento tuvo algunas dificultades iniciales, pero después fue
implementado y aceptado exitosamente, luego de los cuales se incluyeron en la
metodología.
Al seguir, se contempló también, que en aras de una mayor revisión previa al
otorgamiento de las licencias individuales, se efectúe una Exposición Pública
con una convocatoria individual, de los resultados obtenidos en las actividades
146
de campo, su procesamiento en gabinete, así como en los procesos de
conformación de bloques y de asignación. La actividad de Exposición Publica,
aplicada con éxito en algunos países para la titulación de tierras, ha sido
implementada y aplicada en forma pionera y exitosa en esta metodología en el
Perú, desde octubre del 2004 y posibilita una mayor transparencia en la
formalización.
Si bien la propuesta del respaldo legal requerido para la formalización fue
proyectada muy pronta, su aprobación fue muy discutida a nivel de las
respectivas Asesorías Jurídicas de la IRH, INRENA y MINAG. La propuesta se
fue mejorando con las adecuaciones y mejorías metodológícas y finalmente fue
aprobada y publicada. Para la ejecución en las partes altas de los valles en la
comunidades campesinas, se ha revisado la Metodología desarrollada y aplicada
en la Fase inicial y se ha ajustado y adecuado en una serie de reuniones de
trabajo.
Cabe precisar que conforme se ha señalado, recientemente se ha creado la
Autoridad Nacional del Agua107, como ente responsable de elaborar la política y
estrategia nacional de recursos hídricos y de establecer los procedimientos para
la gestión de dichos recursos.
Al respecto, el Decreto Legislativo 1081 ha establecido que esta autoridad es el
ente rector del Sistema Nacional de Recursos Hídricos y entre sus funciones se
ha previsto el otrogamiento del derecho de uso de aguas, con lo cual esta
función ejercida previamente por el INRENA será realizada por esta autoridad.
No obstante, la norma no señala cuál será la itnervención de la ATDR en el
proceso de otorgamiento de derechos de uso de agua, aspecto que debería
regularse en el reglamento a ser emitido en un plazo de 90 días, con la
finalidad de promover la centralización y eliminar el requerimiento de que deba
contarse con la opinión previa de la ATDR para el otorgamiento de las licencias
de uso de agua.
5.5 Problemática de los Proyectos de Irrigación.
Respecto a si una irrigación (mas precisamente el agua que será distribuida para el riego)
constituye un bien público o privado, se puede señalar que el bien producido es excluible y
rival, acercándose mas a la categoría de bien privado. Sin embargo, si se divide la propiedad
de la infraestructura en reservorio, canales primarios y secundarios por un lado, y en red
terciaria (hasta llegar a las explotaciones agrícolas) por otro, se puede observar que en la
primera el bien deja de ser rival (solo se tendría uno o pocos usuarios que tienen la
propiedad y la administración de la red terciaria), aunque mantendría características de bien
107 Decreto Legislativo Nº 997, que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, publicado el 13 de marzo de 2008.
147
excluible (a través de las tarifas se puede inducir a que el usuario final, por el elevado costo,
deje de consumir o consuma menos el bien). En el caso de las redes terciarias, el bien
seguiría siendo excluible y rival (acercándose a un bien de tipo privado).
En relación a si una irrigación constituye un monopolio natural, todo indica que lo es: el
costo promedio debe descender en tanto se abastece mas agua. Ello es así ya que se estima
que el costo fijo debe predominar sobre el variable, por tanto a mayor producción (uso de
agua) menor costo unitario. Cabe señalar que el costo promedio total es la suma de los
costos fijos de construcción de la infraestructura (que, como se vio en acápites anteriores,
tiene montos elevados, y es un componente preponderante del costo), así como de los
costos fijos de operación y mantenimiento, promediados en relación a la cantidad de agua
abastecida, suma a la que hay que adicionar el costo marginal.
Si dividimos la propiedad, como lo hicimos anteriormente, la posición de monopolio natural
de las irrigaciones se hace mas marcada para el caso de la represa con los canales primarios
y secundarios. En cambio se atenúa para el caso de la red terciaria, ya que en esta última
las inversiones serían menores y los costos marginales mayores.
Por el lado de las denominadas inversiones no recuperables, es fácil observar que estas
constituyen gran parte de las inversiones totales. Ello, como se vio, plantea dos problemas:
por un lado, menores incentivos para la participación privada en inversiones de esta
naturaleza y, por otro, si estas últimas se dan, la conversión de un monopolio natural en un
monopolio real. Como en el caso anterior, esta situación es mas marcada para la represa y
los canales primarios y secundarios. Lo expuesto hasta aquí nos permite concluir que las
irrigaciones se acercan más al concepto de bien público. Situación que se hace mas evidente
para las inversiones en infraestructura primaria y secundaria, pero se atenúa para
infraestructura relacionada a la red terciaria.
Finalmente, en cuanto a la equidad, cabe preguntarse sobre la pertinencia del tipo de
proyectos que se ejecutan en el país como medios para la distribución del ingreso en favor
de los sectores mas deprimidos. Al respecto se puede observar que un buen porcentaje de
los beneficios recaerían sobre los propietarios de tierras en uso, como consecuencia del
mejoramiento del riego, que en gran parte de los casos no constituyen el estrato mas pobre
del sector agrario. Se puede argumentar que las tierras a incorporar se podrían adjudicar,
en condiciones especiales, a estratos deprimidos como los campesinos sin tierra. Pero, como
se vio, las mayores inversiones se pueden imputar al mejoramiento del riego (la
incorporación requeriría de menores montos de inversión). En todo caso, y si hay políticas
explícitas sobre el tema, este es un elemento que debería considerarse en una nueva
evaluación de los proyectos, para así determinar si es conveniente que el estado continué
con su ejecución (considerando la inversión realizada como costo no recuperable).
148
5.5.1 Denuncia de Tierras
El año 2003 el gobierno encargó a una comisión la revisión de la legislación
sobre comunidades campesinas y comunidades nativas. Esta comisión no
cumplió su responsabilidad a cabalidad y desde entonces se han presentado
una serie de proyectos de ley, (más de cien) que tienen que ver con los pueblos
indígenas y sus recursos.
En su gran mayoría, estos proyectos, dejándose llevar por un ánimo
mercantilista y rentista, desconocen los derechos de los pueblos indígenas y
proponen una serie de medidas destinadas, entre otros el de quitarles las
tierras a los comunidades bajo el pretexto de “abandono” de sus territorios.
Esta anarquía legislativa, que reproduce los abusos cometidos en la Ley de
Tierras, no ayuda a fortalecer ni promueve el desarrollo de los pueblos
indígenas, sino por el contrario, debilita a las organizaciones ancestrales y
abogan por su asimilación y alienación al “progreso” y “desarrollo” como lo
llaman.
Por otro lado, el Ministerio de Agricultura, el PETT, INRENA y otras entidades
encargadas de ver el tema de los territorios y recursos, se han visto incapaces
para solucionar los diferentes problemas que aquejan a las comunidades
campesinas y nativas y por el contrario generan más problemas como doble
titulación, falta de delimitación y titulación de territorios comunales,
concesiones ilimitadas para explotación maderera, entre otros.
Los colonos migrantes, por su parte, aún consideran que viven en la época
colonial y bajo dádivas y prebendas chantajean, estafan a jefes nativos para
apropiarse de terrenos comunales, o simplemente invaden tierras comunales y
luego reclaman derechos de propiedad, siendo sospechosamente atendidos por
funcionarios del Ministerio de Agricultura.
Frente a estos hechos, el XXXV Congreso de la Ceconsec (Central de
Comunidades Nativas de la Selva Central) el 27 de Abril del 2007 acordó:
• Exigir un mayor debate y consulta sobre las legislaciones que se vienen
discutiendo, en la medida que los afecta directamente, esto en atención
al derecho a la consulta consagrado en el Convenio 169 de la OIT.
• Desconocer todas las decisiones provenientes del Ministerio de
Agricultura, PETT y otras entidades que atenten de manera evidente en
contra de los derechos de los pueblos indígenas contemplados en el
Convenio Nº 169 de la OIT.
• Hacer uso del derecho consuetudinario a fin de solucionar estos
recurrentes conflictos con empresas y colonos sobre las tierras y
recursos naturales.
149
• Persuadir a los jefes a que respeten y defiendan sus territorios que
ocuparon sus ancestros por más de dos mil años y que poco a poco los
van perdiendo.
• Revertir y desconocer todo tipo de ventas, alienación y/o “donación” de
territorios comunales que hayan sido cedidos de manera sospechosa
sin consultar a la comunidad.
5.5.2 Entrega de Servidumbres
Se entiende por servidumbre el derecho que tiene una Empresa de Servicio
Público de Electricidad, Concesionario, o Autoproductor de Energía Eléctrica
para realizar actividades vinculadas con el servicio de la electricidad en predios
de propiedad de terceros denominados predios sirvientes, restringiendo el
dominio sobre éstos.
El derecho de establecer una servidumbre obliga a indemnizar el perjuicio que
ella causare y a pagar por el uso del bien gravado.
Servidumbres Permanentes
Están destinadas al funcionamiento del Servicio Público de Electricidad y su
duración corresponde al tiempo durante el cual éstas se consideran de
necesidad y utilidad pública.
Estas servidumbres pueden ser:
• De acueductos y de obras hidroeléctricas;
• De electroductos para establecer líneas de transmisión y distribución;
• De líneas telefónicas, telegráficas y de cable-carril;
• De instalaciones de radio y televisión;
• De paso para construir senderos, trochas, caminos y ferrovías; y
• De tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras e
instalaciones.
Servidumbres de ocupación temporal
Están destinadas a almacenes, depósitos de materiales, colocación de postería
o cualquier otro servicio que sea necesario para efectuar estudios de
generación y/o transmisión, o realizar obras u operaciones preliminares o de
emergencia en relación al Servicio Público de Electricidad. Se extinguen con la
conclusión de los estudios u obras a los cuales están ligadas.
Los estudios de generación y transmisión mencionados comprenden actividades
tales como ejecución de investigaciones geognósticas, mediciones,
levantamientos topográficos y otros.
También pueden ser de carácter temporal las servidumbres de paso, para
construir senderos, trochas, caminos y ferrovías para fines de los estudios u
obras materia del presente numeral.
150
5.6 Servidumbres para la instalación de equipos eléctricos.
En el desarrollo del tema de servidumbres (capítulo 4 del presente documentos) se
especificaron los tipos de servidumbres existentes con cada una de sus características y
sus procedimientos para el establecimiento de cada tipo de servidumbre.
5.6.1 Diferencia entre la servidumbre en una Central Termoeléctrica y una Central Hidroeléctrica
Las servidumbres de una Central Térmica (CT) y de una Central Hidroeléctrica
(CH) tienen las siguientes diferencias:
Ubicación geográfica
La ubicación de una CT es muy cercana al centro de carga que atenderá, de tal
forma que los terrenos en algunos casos pueden ser urbanos. En el caso de las
CH éstas se ubican donde el recurso se encuentra.
Tamaño de las instalaciones
Las instalaciones de una CT son menores que una CH, además que son
concentradas en una sola ubicación física.
En cambio las CH tienen sus instalaciones distribuidas y su ubicación depende
de la ubicación del recurso que es el agua y de los desniveles que se presentan
en el terreno y que depende de su geografía. La captación del agua puede
estar muy distante de la ubicación de la tubería de presión, así como de la casa
de máquinas.
En algunos casos las CH tienen un embalse que siempre tiene dimensiones
importantes y su implementación puede ocasionar inundaciones de terrenos
que deben ser adquiridos mediante la gestión de servidumbre.
5.6.2 Consecuencia de la NO entrega de una servidumbre en un proyecto de CH.
La Ley Eléctrica no consideró las dificultades burocráticas, para obtener las
concesiones provisionales para estudio y las definitivas para imponer
servidumbres legales, cuando no hay acuerdo con los propietarios.
Las mayores dificultades en la inversión en el sector eléctrico provienen de
legislaciones específicas (ambiental, indígena, de aguas y sobre hidrocarburos);
de la burocracia, del activismo político, de la judicialización y del incumplimiento
de los acuerdos energéticos por los países vecinos. Intransferibilidad e
indivisibilidad de las tierras indígenas. Impide dividirlas, enajenarlas, gravarlas
con servidumbres y cederlas en uso o goce a terceros.
Errónea interpretación de la ley indígena, que demora y entorpece los
proyectos. Se interpreta por ambientalistas, sin respaldo de sentencias
tribunales, que la declaración de intransferibilidad de estas propiedades impide
151
la constitución de servidumbres legales que permiten el acceso de los
interesados en construir el proyecto.
La hidroelectricidad recibe los mayores obstáculos ambientales, políticos y de
legislaciones especiales. Las centrales de embalse permiten gestionar más
eficientemente el recurso, pero son dificultadas por sus mayores impactos
ambientales y resistidas políticamente.
Pero, se puede afirmar que restricciones legales, burocráticas y presiones
ambientalistas e indigenistas, exageradas, pueden conducirnos a una crisis por
limitaciones al aprovechamiento del enorme potencial hidroeléctrico y a la
materialización de proyectos complementarios.
5.7 Otras barreras de entrada identificadas en la evaluación de riesgos
Un riesgo que es percibido por los clientes libres o regulados en la posibilidad u opción
de firmar un contrato de suministro con centrales nuevas, sean térmicas o
hidroeléctricas, es la seguridad del abastecimiento. Por lo general, los clientes firman
estos contratos de abastecimiento de largo plazo a cambio de seguridad en el suministro
de la energía. Construir una nueva central supondrá cubrir este riesgo a los clientes.
Pero, existe un riesgo en la demora de la construcción de la central que es percibido por
los clientes como un riesgo de desabastecimiento. En el gráfico se muestra esto:
Elaboración propia
En el gráfico se muestra que ante una demora en la construcción de la nueva central, el
cliente podría sufrir un desabastecimiento de energía. La asunción de este riesgo, por
parte del cliente, es castigado en el precio del contrato.
Como se ha descrito, el riesgo de desabastecimiento al firmar un contrato con una nueva
central es percibido por el cliente. Al no querer incurrir en este riesgo, los clientes
celebrarán contratos con generadoras que estén operando en el sistema, estando
dispuestos a pagar precios mayores para eliminar este riesgo. Para ello, se presenta
como alternativa la asociación entre una nueva central y un operador del sistema para
eliminar el riesgo de desabastecimiento al cliente.
Riesgo deDesabastecimiento
ContratoConstrucción de la Central
Puesta enOperación Comercial
Demora en Construcción de la Central(Riesgo de Terminación)
Riesgo deDesabastecimiento
ContratoConstrucción de la Central
Puesta enOperación Comercial
Demora en Construcción de la Central(Riesgo de Terminación)
152
En este esquema de sociedad o consorcio, el generador existente y la nueva central
firman un contrato en conjunto para satisfacer un contrato de suministro al cliente;
pudiendo ser un contrato ante un cliente libre o un cliente regulado. Será necesario
mantener las siguientes condiciones:
• De ocurrir que la nueva central no se termine de construir en la fecha
programada, el generador existente cubrirá la energía total del
contrato.
• Al concluir la construcción de la nueva central, ambas centrales
abastecerían su parte del contrato.
• El generador existente tendría la opción de tomar la energía libre de la
nueva central para cubrir sus contratos hasta una cantidad de energía
acordada por ambos, a un costo bajo.
El cliente podría obtener una seguridad adicional a la de un solo proveedor:
• Para el caso de una nueva central térmica a gas; en caso que la
construcción no se terminase a tiempo o en caso de fallar el suministro
de gas o indisponibilidad de la central, el Cliente obtendría el suministro
de la central hidráulica; obteniendo una diversificación de fuente
energética.
• Para el caso de una nueva central hidroeléctrica; en caso que la
construcción no se concluya a tiempo, o en caso de fallar el suministro
de alguna de las centrales, el cliente obtendrá el suministro de la otra
central hidroeléctrica; con lo que se obtendrá una diversificación de
cuencas.
Adicionalmente podrían obtenerse algunas ventajas para ambos:
• El nuevo generador puede comprometer una cantidad de energía
suficiente para respaldar el Servicio de la Deuda.
• Se puede pactar la opción de que los excedentes puedan cubrir
cualquier indisponibilidad del Generador Actual. Esto permite una mejor
administración del riesgo de indisponibilidad.
• Por otro lado, en el caso de que suceda un año seco, los precios se
elevan ostensiblemente.
• La energía de los excedentes del Nuevo Generador – y por un
determinado tiempo – puede ser vendido en vez de que lo haga el
Generador Actual que podría tener compromisos contractuales que lo
obligarían a recurrir al mercado spot (COES) con alto costo.
• El “puede” convierte a la condición en una Opción.
• Esta es una opción valiosa para el Generador Actual porque le evita
pérdidas por la porción de energía comprendida en la opción.
153
Se esquematiza la asociación entre la nueva central y el generador existente.
Elaboración propia
6 Modelo Económico Financiero108 para Inversión en una Central Hidroeléctrica
6.1 Objetivo
Determinar si un proyecto estándar de generación hidráulica de 113 MW es viable
económica y financieramente.
6.2 Descripción del proyecto
Para la evaluación económica de un proyecto estándar se seleccionó la Central de San
Gabán II que opera en el Sistema Interconectado Nacional. Para este caso se consideró
que la potencia y energía serían entregadas en la barra de Santa Rosa. La potencia
instalada de la central es 113 MW, igual a su potencia efectiva y a su potencia firme.
108 El Modelo Económico Financiero desarrollado es un modelo que tiene por finalidad mostrar el efecto de las variables de entrada (inputs) como tarifas, ingresos, etc. y analizar las variables de salida (outputs) como el VANE, VANF, TIR, TIRF y la bancabilidad del proyecto.
Capacidad Total
Central NuevaX/2 MW
ClienteX Mw
Generador ExistenteX/2 Mw
ClienteNueva Central
Respaldo
X MW
Generador Existente
Central Nueva300 MW
Suministra a Nueva Central en caso lo requiera a bajo costo
Generador existente garantiza los X MW de suministro al cliente. Nueva central asumiría costo de comprar en el SPOT.
Contrato de X MW:
X/2 MW Generador Existente y X/2 MW nueva central.
Capacidad Total
Central NuevaX/2 MW
ClienteX Mw
Generador ExistenteX/2 Mw
ClienteNueva Central
Respaldo
X MW
Generador Existente
Central Nueva300 MW
Suministra a Nueva Central en caso lo requiera a bajo costo
Generador existente garantiza los X MW de suministro al cliente. Nueva central asumiría costo de comprar en el SPOT.
Contrato de X MW:
X/2 MW Generador Existente y X/2 MW nueva central.
154
La Central de San Gabán fue seleccionada debido a sus características de producción de
energía, en avenida presenta un elevado factor de planta el cual baja significativamente
en estiaje. De acuerdo a las simulaciones realizadas con el modelo Perseo, el factor de
planta de la central alcanza un promedio de 88% anual, con un mínimo de 78% en el
año más seco.
6.3 Metodología
Se ha evaluado la viabilidad del Proyecto empleando la metodología del valor actual neto,
para lo cual se proyectaron los flujos económicos del Proyecto. Se determinaron también
los indicadores financieros con la finalidad de analizar la bancabilidad del proyecto.
Los flujos de caja económicos esperados fueron determinados en función de los ingresos
y egresos esperados. Los ingresos esperados se determinaron en función de la
producción de energía y de los costos marginales proyectados para cada escenario de
hidrología existente (desde los años 1965 al 2006), obteniendo de este modo la
distribución de valores que pueden tomar los ingresos futuros de cada uno de los años
del horizonte de evaluación del Proyecto. El flujo de caja esperado de cada año
corresponde al valor promedio esperado de la distribución de flujos de caja obtenidos
para cada año hidrológico.
Los indicadores económicos y financieros fueron determinados empleando una
simulación del tipo Montecarlo (programa @Risk) para 20,000 iteraciones. Se modeló
también la contratación de la potencia de la central y su energía asociada, para
porcentajes de variación discretos, determinando la performance del proyecto bajo
dichas condiciones.
El horizonte de evaluación fue de 40 años, sin valor de rescate al final del horizonte de
evaluación. La fecha de ingreso del proyecto fue previsto para enero de 2009. La tasa de
descuento económica empleada fue el costo de capital económico de 8.18%,
financiamiento del 80% a una tasa del 9% y una tasa del accionista del 15.28%.
6.4 Simulación con el modelo perseo
Se empleó el modelo de simulación de despacho “Perseo”, adaptado con un bach
(proporcionado por el Osinergmin) para obtener los resultados de despacho del Sistema
Eléctrico Peruano por año hidrológico, lo cual permitió obtener los costos marginales
proyectados y la producción de cada una de las unidades de generación si cada
hidrología pasada se repitiera en el futuro. Las simulaciones fueron realizadas para un
horizonte de diez años iniciando en enero de 2009.
Es necesario indicar que los despachos que arroja este modelo son aproximados y en la
práctica varían por cuanto se toman las indisponibilidades teóricas y no las
155
indisponibilidades reales (la central de Ventanilla por ejemplo alcanzó el 25% de
indisponibilidad real el año 2006 y en el modelo se consideró únicamente 5%). Otros
factores que inciden también en el despacho real son los mantenimientos de las líneas de
transmisión, la operación por servicios complementarios como regulación de tensión,
pruebas y otros; con todo lo cual sería muy difícil reproducir los resultados de costos
marginales y producción de energía que se podrían dar si cada hidrología del pasado se
repitiera.
6.4.1 Oferta del Sistema: Parque Generador Considerado
Actual
Se emplearon los datos del parque generador actual, costos de combustibles,
expansión de la transmisión y otros, correspondientes a la fijación tarifaria de
mayo de 2008.
OFERTA DE GENERACION: A DIC 2007 - COES ANUARIO 2007: 5,132 MW
TOTAL Año Nueva Generación MW Observaciones
2008 Feb. CH Carhuaquero G4 10 Abr. CH La Joya 10
May. Embalse río Corani ( 24MMC) Jun. CH Caña Brava 5.5
Set. CT gas EGASA 70 Oct. CT Wartislla 24
Nov.Ampliación Presa Huarangush (4.5 MMC)
2009 May. CT Oquendo (sudamericana de fibras) 50
Jun. C.H. Poechos II 10 Jul. TG2 CT Kallpa 176
Set. CT Chilca 3 176
Nov. CH Platanal 220
2010 Ene. CT Santa Rosa 186
Ago. TG3 GN – Kallpa 190 Set. CT GN - Nueva 190 Chilca
2011 Ene. 2011 CH Machu Pichu 100 Ago. CT Nueva 190 Norte
2012 Ene.CH Santa Teresa 100 CC ciclo combinado 1 300 Chilca
2013 Ene. CH Quitaracsa 200 Hidro Ago.CC2 300
2014 Ene. CH Nueva 100
156
Ago. CT nueva 190 Sur
Ene.CT nueva 190
2015 Ago.CC3 300
2016 CC4 300
2017 CC5 300
2018 CC6 590
Se proyectaron adicionalmente las líneas de interconexión necesarias a fin de
evitar congestiones.
6.4.2 Demanda del Sistema
Esc. Esperado Crecimiento Esc. Esperado
GWh MW Energía Potencia
2006 24,763 3,580 2006 2007 27,255 3,966 coes dic-07 2007 10.1% 10.8%
2008 29,517 4,192 2008 8.3% 5.7% 2009 31,760 4,519 2009 7.6% 7.8%
2010 35,445 4,898 2010 11.6% 8.4% 2011 37,571 5,241 2011 6.0% 7.0%
2012 39,262 5,477 2012 4.5% 4.5% 2013 41,029 ,723 2013 4.5% 4.5%
2014 42,875 5,981 2014 4.5% 4.5% 2015 44,804 6,250 2015 4.5% 4.5%
2016 46,821 6,531 2016 4.5% 4.5% 2017 48,928 6,825 2017 4.5% 4.5%
2018 51,129 7,132 2018 4.5% 4.5%
6.4.3 Balance de Oferta y Demanda
Se consideró prudente mantener un margen de reserva del sistema de
alrededor del 30%, con lo cual se considera que las unidades de reserva
pueden mantenerse en el Sistema Interconectado manteniendo una lógica
económica.
Balance Oferta demanda de potencia Año Oferta Demanda
2006 2007 5,132.00 3,966 29% 2008 5,158 4,192 23%
2009 5,790 4,519 28% 2010 6,356 4,898 30%
2011 6,646 5,241 27%
157
2012 7,046 5,477 29%
2013 7,546 5,723 32% 2014 7,836 5,981 31%
2015 8,326 6,250 33% 2016 8,626 6,531 32%
2017 8,926 6,825 31% 2018 9,516 7,132 33%
6.4.4 Precios del Gas Natural: Declaración de precios
Los precios de los contratos de suministro de gas natural proveniente de
Camisea obedecen a una estructura predeterminada. El precio base de gas
natural en boca de pozo de 1$/MMBTU (determinado a la fecha de suscripción
del contrato de Camisea) se actualiza mensualmente con una fórmula de ajuste
basada en una canasta de Fuel Oil. Sobre este precio se aplican factores de
descuento que dependen de la cantidad diaria contratada (CDC) y del
porcentaje comprometido de take or pay. Al precio de suministro se le agregan
las tarifas de transporte y distribución reguladas por el OSINERGIM con lo cual
se obtienen los precios que efectivamente se paga por el gas natural.
Para efectos tarifarios, para las mismas unidades a gas natural proveniente de
Camisea, se utilizan los precios del gas en boca + el 90% de las tarifas de
transporte y distribución de gas natural, tal cual está establecido en el artículo
124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Para el caso estudiado, en la simulación de despacho con el modelo Perseo se
utilizaron estos mismos precios tarifarios; en el caso de las unidades existentes
se emplearon los valores de eficiencia sustentados por las empresas, para las
nuevas unidades en ciclo abierto se emplearon eficiencias y precios de gas
similares a la central Chilca 1 de ENERSUR, para los ciclos combinados
eficiencias estándares y precio igualmente similar a Chilca 1. Para el resto de
unidades de generación que operan con gas natural en el SEIN (Malacas y
Aguaytía) se emplearon también los precios de la fijación tarifaria de mayo
2008.
Precio del GN de Camisea (US $/MMBTU) Al 01/05/2008
Central Precio Boca Pozo Transporte Distribución P. Total Ventanilla 1.3065 0.8197 0.1349 2.2611 Santa Rosa 1.3753 0.8183 0.1347 2.3283 Chilca 1 1.3753 0.8213 2.1966 Kallpa 1.3961 0.8432 2.2393
158
Precios de GN de Otras Generadoras Central P. Total Aguaytia 1.3062 Malacas 1 2.1522 Tg1 y 2 de Malacas Malacas 2 1.4986 TG4 Los precios de Mollendo y Calana son: 2.1410 y 2.1593 respectivamente
6.5 Evaluación económica
6.5.1 Inversión
Se empleó el valor estándar de 1,300 $/kw-instalado, precio similar al precio
actual previsto para la construcción de la central de Quitaraccsa de 115 MW.
6.5.2 Ingresos
En el mercado del SEIN se remunera la potencia y energía como productos
separados. Para determinar los ingresos de la central, se consideró la energía
producida por la Central de San Gabán II como si fuera entregada en la barra
Santa Rosa en 220 kV, a fin de evitar la sobrevaloración de ingresos por efecto
de las congestiones en el sistema Sur.
6.5.2.1 Ingresos por Potencia
Los ingresos por potencia devienen de la aplicación de un
procedimiento administrativo establecido en la normativa actual. Los
ingresos totales son la suma de los ingresos por potencia garantizada -
determinados en función a la potencia firme y un margen de reserva
del sistema de 1.27 más los ingresos por la potencia despachada,
considerando un factor de incentivo al despacho de 30%.
Debido a que la producción de la central varía anualmente, los ingresos
por potencia despachada son una función de la producción anual de la
energía.
Para el modelo excel, los ingresos por potencia presentan las dos
componentes: a) los ingresos por potencia garantizada que dependen
sólo de la potencia firme multiplicada por el factor de presencia de 1, y
b) los ingresos por potencia despachada que se presentan como una
función risk normal de la distribución de valores de potencia
despachada obtenidos para cada año hidrológico.
159
6.5.2.2 Ingresos por Energía
Los ingresos por energía dependen de la energía efectivamente
entregada al Sistema y de los contratos que se tengan suscritos. Los
ingresos efectivos por energía de una generadora son equivalentes a la
energía contratada por el precio del contrato más la diferencia entre la
energía producida y la energía contratada por el costo marginal del
Sistema. Para el caso en el que no se tengan contratos, los ingresos por
energía son el producto de la energía producida por el costo marginal
correspondiente.
Para el Modelo en Excel se obtuvieron inicialmente los ingresos por
venta de energía mensuales y luego por sumatoria simple los ingresos
anuales. Se asumió la contratación de potencia y su energía asociada a
precios determinados exante, lo cual corresponde a una colocación en
subasta de energía para el mercado regulado y/o la contratación con
clientes libres; la diferencia entre uno y otro es básicamente el factor
de carga y el hecho de que en el caso de la subasta el precio de
potencia corresponde al precio regulado que puede variar anualmente.
Para las simulaciones risk, se consideró la contratación con el mercado
regulado a precios similares a los determinados por OSINERGMIN para
la fijación de tarifas en barra mayo 2008-abril 2009 (5$/kw-mes para la
potencia, 41$/MWh para la energía en punta y 29 $/MWh para la
energía en fuera de punta). Consideramos que el supuesto es válido,
aun en el mercado libre, por cuanto difícilmente un nuevo entrante
podrá acceder a precios superiores, particularmente porque para
bancar y desarrollar el proyecto requerirá de la contratación bajo
condiciones precedentes.
Los ingresos por energía contratada se deterinaron como el producto
de la energía contratada en cada bloque horario considerando un factor
de carga del cliente de 83% (carga regulada: 95% para la punta, 85%
para media y 75% para base). En este caso los ingresos por contrato
son una función lineal únicamente de los precios contratados y del
factor de carga del cliente
Para la venta y/o compra en el spot se consideraron los precios
marginales obtenidos con las simulaciones del Modelo Perseo. En este
caso, los ingresos (egresos) a precios spot se consideraron como una
función risk normal de la distribución de valores obtenidos para cada
año hidrológico.
160
6.5.3 Egresos
Los egresos de la central están constituidos por los costos de operación y
mantenimiento que se consideraron anualmente como un estándar de 3% del
monto de inversión, pago del 1% del ingreso a los organismos reguladores,
costos de pertenecer al COES del 1% de ingresos por ventas incluyendo el pago
de los servicios complementarios, costo anual de de seguros del 1% de la
inversión inicial.
Adicionalmente, se consideró el pago de un peaje similar al de la empresa San
Gabán por las líneas secundarias de generación-demanda más el peaje
secundario de la misma empresa. Es necesario precisar que para la proyección
de precios spot se emplearon los precios de la barra Santa Rosa, únicamente
para aislar los efectos de la congestión en los primeros años. Sabiendo que la
mayor parte del potencial hidroeléctrico se encuentra en la sierra y alejadas del
Sistema Interconectado, resulta razonable emplear peajes similares a los de
alguna central existente, en este caso San Gabán.
6.5.3.1 Variables tributarias y tasa de descuento
En relación a las variables tributarias, se emplearon las vigentes
actualmente: 30% de Impuesto a la Renta deducido el pago del 5% de
utilidades a los trabajadores, depreciación tributaria de 10 años para el
equipamiento electromecánico y de 33 años para las obras civiles, y un
esquema de pago de impuesto a la Renta que incluye un escudo
tributario por pérdidas de cuatro años y pago sobre el total de la base
imponible. Se consideró también el 5% de reparto de utilidades a los
trabajadores.
En cuanto a las tasas de descuento, se consideró un costo de
oportunidad del 15.28% para el inversionista, y un costo de deuda del
9%. Para una relación deuda/capital de 4, es decir tomando un 80%
de deuda, la tasa de descuento económica quedó determinada en
8.18%.
6.6 Simulación de riesgo tipo montecarlo @RISK
Con la finalidad de determinar adecuadamente los riesgos del Proyecto y dada la forma
en que se planteó la evaluación económica al determinar los flujos de caja esperados
como una función probabilística de los flujos determinados por año hidrológico; se
realizaron para porcentajes de variación discretos de la potencia contratada simulaciones
en Excel del Tipo Montecarlo empleando el programa @risk para 20,000 iteraciones.
161
A fin de no sobre estimar los ingresos futuros, luego de observar los resultados de las
simulaciones con el modelo Perseo, se emplearon las siguientes consideraciones:
a) Para el año 2009 se consideraron flujos de caja similares al 2010 debido a que para 2009 los costos marginales son significativamente elevados por la escasez de oferta.
b) Dado que la simulación abarcó únicamente diez años calendario y el horizonte de evaluación fue de 40 años, para los años del 11º al 40º se emplearon valores promedio de los años 2º al 10º inclusive.
6.6.1 Resultados obtenidos
CASO 1:
• Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 80% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
En este caso, los indicadores económicos esperados son buenos. Asimismo, los
indicadores financieros son muy alentadores puesto que aún cuando los valores
esperados pudiesen ser razonables, el proyecto no tiene problemas para ser
financiado puesto que los flujos de caja financieros son positivos en todos los
años del financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro
lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer
año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que
si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin
embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de
la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para
el pago de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario son alentadores desde el punto de
vista en que podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de US$
1300 / Kw; 80% de deuda frente a un 20% de inversión de los accionistas;
80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres por un
periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
tasa deuda 9%Deuda 80%% de la Potencia Contratada 80%Inversión 1300
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
162
Este escenario muestra una probabilidad, nula de no cumplir con el pago de la
deuda, a las condiciones arriba indicadas. Es decir, en este escenario el
proyecto sería totalmente bancable. Asimismo, la rentabilidad del accionista
sería 14.09%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son igual de alentadores; obteniendo para los tres casos una
probabilidad del 0.0% para el no pago de la deuda en todos los años.
Asimismo, la rentabilidad del accionista sería de 15.05%, 15.67% y 17.13% al
incremento de la tarifa en 3%, 5% y 10% respectivamente.
CASO 2: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 90% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
tasa deuda 9%Deuda 90%% de la Potencia Contratada 80%Inversión 1300
Distribution for Flujo de caja del accionistaACUMULADA ...
Values in 10^ -4
Values in Thousands
0.0000.5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000
Mean=5779.58
1 4 7 10
@RISK Student VersionFor Academic Use Only
+Infinity+Infinity+Infinity+Infinity
1 4 7 10
100%
Mean=5779.58 Mean=5779.58
Probabilidad de Flujos NegativoAño 1
Distribution for Flujo de caja del accionistaACUMULADA ...
Values in 10^ -4
Values in Thousands
0.0000.5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000
Mean=5779.58
1 4 7 10
@RISK Student VersionFor Academic Use Only
+Infinity+Infinity+Infinity+Infinity
1 4 7 10
100%
Mean=5779.58 Mean=5779.58
Probabilidad de Flujos NegativoAño 1
163
En este caso, los indicadores financieros no son muy alentadores puesto que
aún cuando los valores esperados pudiesen ser razonables, el proyecto tiene
problemas para ser financiado o bancado puesto que los flujos de caja
financieros tienen una probabilidad considerada de no cubrir con el pago del
financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro lado, es
importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer año, para
el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que si en el
primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin embargo, se ha
considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de la deuda,
impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para el pago
de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario no son alentadores desde el punto
de vista en que no podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de
US$ 1300 / Kw; 90% de deuda frente a un 10% de inversión de los
accionistas; 80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres
por un periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad baja de no cumplimiento con el pago
de la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 0.04%. Es decir, en este
escenario el proyecto podría ser bancable a las condiciones mencionadas. Bajo
estos supuestos la rentabilidad del accionista se incrementaría en 3.5%
respecto al escenario anterior (base) llegando a 17.57%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son más alentadores; obteniendo para los tres casos una
probabilidad del 0.01%, 0.00% y 0.00% para el no pago de la deuda en todos
Distribution for Flujo de caja del accionistaACUMULADA ...
Values in 10^ -4
Values in Thousands
0.0000.5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000
Mean=3819.788
-1 0 1 2 3 4 5 6 7 8
@RISK Student VersionFor Academic Use Only
0000
-1 0 1 2 3 4 5 6 7 8
.04% 99.96% 0
Mean=3819.788 Mean=3819.788 Mean=3819.788
164
los años respectivamente. La rentabilidad del accionista varió a 19.41%,
20.65% y 23.69% respectivamente.
CASO 3: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 100% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
En este caso, los indicadores financieros no son alentadores puesto que el
proyecto tiene problemas para ser financiado o bancado debido a que los flujos
de caja financieros tienen una probabilidad considerada de no cubrir con el
pago del financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro
lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer
año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que
si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin
embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de
la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para
el pago de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario no son alentadores desde el punto
de vista en que no podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de
US$ 1300 / Kw; 100% de deuda frente a un 0% de inversión de los
accionistas; 80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres
por un periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad alta de incumplimiento con el pago de
la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 4.42%. Es decir, en este
escenario el proyecto no sería bancable a las condiciones mencionadas.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 10% el precio de la energía a contratar. Los resultados se
hacen más favorables respecto a la bancabilidad del proyecto; obteniendo una
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
tasa deuda 9%Deuda 100%% de la Potencia Contratada 80%Inversión 1300
165
probabilidad del 0.03% para el no pago de la deuda en en el primer año de
operaciones.
CASO 4: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 90% de deuda. • Potencia a contratar: 100% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
En este caso, los indicadores financieros son alentadores puesto que el
proyecto no tendría problemas para ser financiado o bancado puesto que los
flujos de caja financieros tienen una probabilidad igual a 0.00% de no cubrir
con el pago del financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años).
Por otro lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el
primer año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto
debido a que si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser
repagados. Sin embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos
(luego del pago de la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y
sirvan de garantía para el pago de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario son alentadores desde el punto de
vista en que sí podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de US$
1300 / Kw; 90% de deuda frente a un 10% de inversión de los accionistas;
100% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres por un
periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad de 0.00% de no cumplimiento con el
pago de la deuda. Es decir, en este escenario el proyecto sí sería bancable a las
condiciones mencionadas. La rentabilidad del accionista sería de 18.53%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son igual de alentadores; obteniendo para todos los casos una
probabilidad del 0.0% para el no pago de la deuda en todos los años.
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
tasa deuda 9%Deuda 90%% de la Potencia Contratada 100%Inversión 1300
166
Concluyendo que bajo estas nuevas condiciones el proyecto es bancable.
Adicionalmente, la rentabilidad del accionista obtenida bajo estos tres nuevos
escenarios se de 20.90%, 22.46% y 26.10% respectivamente.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 26.10%
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 22.46%
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 20.90%
CASO 5: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 90% de deuda. • Potencia a contratar: 90% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
En este caso, los indicadores financieros son igual de alentadores que el caso
anterior puesto que los valores esperados de no pago del servicio de deuda es
de 0.00%, el proyecto no tendría problemas para ser financiado o bancado. Por
otro lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el
primer año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto
debido a que si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser
repagados. Sin embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos
(luego del pago de la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y
sirvan de garantía para el pago de la deuda en los años siguientes.
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
tasa deuda 9%Deuda 90%% de la Potencia Contratada 90%Inversión 1300
167
Los resultados obtenidos en este escenario son alentadores desde el punto de
vista en que sí podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de US$
1300 / Kw; 90% de deuda frente a un 10% de inversión de los accionistas;
90% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres por un
periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad igual a 0.00% de no cumplimiento con
el pago de la deuda, a las condiciones arriba indicadas. Es decir, en este
escenario el proyecto sí sería bancable a las condiciones mencionadas. El
accionista recibiría una rentabilidad por su inversión de 18.04%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Para
estos tres nuevos escenarios, la probabilidad de no pago del servicio de deuda
es igual a 0.00%. La rentabilidad que obtendría el accionista sería de 20.15%,
21.55% y 24.93% respectivamente.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 24.93%
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 21.55%
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 20.15%
CASO 6: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 80% de deuda. • Potencia a contratar: 90% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
tasa deuda 9%Deuda 80%% Potencia Contratada 90%Inversión 1300
168
En este caso, los indicadores financieros son alentadores, el proyecto no tendría
problemas para ser financiado o bancado. Por otro lado, es importante señalar
que en el financiamiento de inversiones el primer año, para el pago de la
deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que si en el primer año es
positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin embargo, se ha considerado
que los flujos de caja positivos (luego del pago de la deuda, impuestos y
obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para el pago de la deuda
en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario son alentadores desde el punto de
vista en que sí podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de US$
1300 / Kw; 80% de deuda frente a un 20% de inversión de los accionistas;
90% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres por un
periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad igual a 0.00% de no cumplimiento con
el pago de la deuda, a las condiciones arriba indicadas. Es decir, en este
escenario el proyecto sería bancable a las condiciones mencionadas. Bajo este
escenario la rentabilidad del accionista sería de 14.33%
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son igual alentadores; obteniendo para los tres casos una
probabilidad del 0.00% para el no pago de la deuda en todos los años. Las
rentabilidades obtenidas para el accionista serían de 15.41%, 16.10% y
17.65%.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 17.65%
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 16.10%
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 15.41%
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
169
A) CASO 7: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 80% de deuda. • Potencia a contratar: 70% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
tasa deuda 9%Deuda 80%% Potencia Contratada 70%Inversión 1300
En este caso, los indicadores económicos esperados son buenos. Asimismo, los
indicadores financieros son muy alentadores puesto que aún cuando los valores
esperados pudiesen ser razonables, el proyecto no tiene problemas para ser
financiado puesto que los flujos de caja financieros son positivos en todos los
años del financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro
lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer
año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que
si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin
embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de
la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para
el pago de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario son alentadores desde el punto de
vista en que podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de US$
1300 / Kw; 80% de deuda frente a un 20% de inversión de los accionistas;
70% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres por un
periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad, nula de incumplimiento con el pago
de la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 0.0%. Es decir, en este
escenario el proyecto sería totalmente bancable. El inversionista obtendría una
rentabilidad de 13.85%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son igual de alentadores; obteniendo para los tres casos una
probabilidad del 0.00% respectivamente para el no pago de la deuda en todos
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
170
los años. La rentabilidad del accionista en estos escenarios es de 14.68%,
15,23% y 16.54% respectivamente.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 16.54%
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 15.23%
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 14.68%
CASO 8: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 100% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,300 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
tasa deuda 9%Deuda 100%% Potencia Contratada 80%Inversión 1300
En este caso, los indicadores financieros no son muy alentadores puesto que
aún cuando los valores esperados pudiesen ser razonables, el proyecto tiene
problemas para ser financiado o bancado debido a que los flujos de caja
financieros tienen una probabilidad considerada de no cubrir con el pago del
financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro lado, es
importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer año, para
el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que si en el
primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin embargo, se ha
considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de la deuda,
impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para el pago
de la deuda en los años siguientes.
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
171
Los resultados obtenidos en este escenario no son muy alentadores desde el
punto de vista en que no podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión
de US$ 1300 / Kw; 100% de deuda frente a un 0% de inversión de los
accionistas; 80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres
por un periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad considerable de no cumplimiento con
el pago de la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 4.42%. Es decir, en
este escenario el proyecto no sería bancable a las condiciones mencionadas.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son más alentadores; obteniendo para los tres casos una
probabilidad del 1.63%, 0.60% y 0.03% respectivamente para el no pago de la
deuda en todos los años. Estos resultados muestran que, ante un incremento
en la tarifa del 5% ó 10%, el proyecto podría ser bancable.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.03%TIRF
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.60%TIRF
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 1.63%TIRF
CASO 9:
• Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 80% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,400 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
tasa deuda 9%Deuda 80%% Potencia Contratada 80%Inversión 1400
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
172
En este caso, los indicadores financieros son alentadores puesto que el
proyecto no tendría problemas para ser financiado o bancado. Por otro lado, es
importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer año, para
el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que si en el
primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin embargo, se ha
considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de la deuda,
impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para el pago
de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario no son alentadores desde el punto
de vista en que no podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de
US$ 1400 / Kw; 80% de deuda frente a un 20% de inversión de los
accionistas; 80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres
por un periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad muy baja de incumplimiento con el
pago de la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 0.02%. Es decir, en
este escenario el proyecto podría ser bancable a las condiciones mencionadas.
La rentabilidad del accionista en este escenario sería de 11.03%.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
e incrementando en 3%, 5% y 10% el precio de la energía a contratar. Los
resultados son más favorables respecto a la bancabilidad del proyecto;
obteniendo una probabilidad del 0.00% para el no pago de la deuda en todos
los años respectivamente. La rentabilidad del accionista sería de 11.87%,
12.46% y 13.93% respectivamente.
Tarifa 10% arribaPrecio Energ. Contr. P 45.10 Precio Energ. Contr. FP 31.90 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 13.93%
Tarifa 5% arribaPrecio Energ. Contr. P 43.05 Precio Energ. Contr. FP 30.45 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 12.46%
Tarifa 3% arribaPrecio Energ. Contr. P 42.23 Precio Energ. Contr. FP 29.87 Probabilidad (-) año 1 0.00%TIRF 11.87%
173
CASO 10: • Precio: Precio regulado a mayo 2008. • Financiamiento de Inversión: 80% de deuda. • Potencia a contratar: 80% del total. • Inversión: US$ 1,500 / Kw. • Tasa de la deuda: 9% • Valores de VAN , VANF y flujos de caja financieros en miles de US$
tasa deuda 9%Deuda 80%% Potencia Contratada 80%Inversión 1500
En este caso, los indicadores financieros son alentadores puesto que el
proyecto no tendría problemas para ser financiado o bancado debido a que los
flujos de caja financieros tienen una probabilidad muy baja de no cubrir con el
pago del financiamiento (se asume un periodo de deuda de 20 años). Por otro
lado, es importante señalar que en el financiamiento de inversiones el primer
año, para el pago de la deuda, es el monto principal a cubrir. Esto debido a que
si en el primer año es positivo, los siguientes podrán ser repagados. Sin
embargo, se ha considerado que los flujos de caja positivos (luego del pago de
la deuda, impuestos y obligaciones) sean acumulables y sirvan de garantía para
el pago de la deuda en los años siguientes.
Los resultados obtenidos en este escenario no son alentadores desde el punto
de vista en que no podría bancarse el proyecto, asumiendo una inversión de
US$ 1500 / Kw; 80% de deuda frente a un 20% de inversión de los
accionistas; 80% de potencia contratada a través de licitaciones o clientes libres
por un periodo de por lo menos 20 años a una tasa de deuda del 9%.
Este escenario muestra una probabilidad baja de incumplimiento con el pago de
la deuda, a las condiciones arriba indicadas, de 0.98%. Es decir, en este
escenario el proyecto sí sería bancable a las condiciones mencionadas.
Asimismo, se han efectuado simulaciones considerando los mismos parámetros
e incrementando 10% el precio de la energía a contratar. Los resultados son
favorables respecto a la bancabilidad del proyecto; obteniendo una probabilidad
del 0.00% para el no pago de la deuda en todos los años respectivamente.
6.7 Conclusiones
El proyecto de una central hidroeléctrica con características similares a la descrita es
viable desde el punto de vista económico; con buenos indicadores de VAN y TIR .
Precio Energía Contratada Punta 41.0 $/MWh
Precio Energía Contratada F Punta 29.0 $/MWh
174
Los resultados del modelo indican que cuanto mayor es el nivel de contratación, menor
es el riesgo del proyecto; sin embargo dadas, las limitaciones expuestas del Modelo
Perseo para una proyección de costos marginales en condiciones más extremas –niveles
elevados de indisponibilidad fortuita y/o programada- el punto óptimo de contratación
debería ser menor al 100%. Los resultados obtenidos se sustentan también en un
crecimiento del parque generador con elevado porcentaje de oferta térmica con gas
natural tanto en ciclo abierto como en ciclo combinado.
El modelo muestra resultados alentadores respecto a la rentabilidad del negocio.
Igualmente, analizando la bancabilidad del proyecto se muestran resultados óptimos en
este aspecto. Antes de entrar al análisis de los resultados del modelo, es importante
mencionar que el celebrar contratos de suministro al 100% de la capacidad efectiva de
una central hidroeléctrica incrementa un riesgo de desabastecimiento a ésta; debido
principalmente a que en épocas de estiaje el operador hidroeléctrico deberá comprar a
precios del mercado spot para abastecer la energía que no podrá producir y que tiene
comprometida con sus clientes. Este es el riesgo de desabastecimiento que está alineado
con la hidrología de cada año; riesgo que no es asumido por las centrales térmicas. Por
ello, es importante mencionar que las centrales hidroeléctricas asumirán riesgos
adicionales a las térmicas al generar contratos de suministro al tope de su capacidad.
De los resultados del modelo, se concluye que ante supuestos válidos (9% de tasa de
interés de la deuda a generarse; inversión de US$ 1,300 / Kw – inversión considerada en
la C.H. Quitaracsa – entre otros) el financiamiento y/o bancabilidad de este tipo de
proyectos es posible a ciertas condiciones. Con las condiciones base del modelo (80% de
deuda frente a 20% de aporte de capital y 80% de la potencia contratada) el proyecto es
bancable. Bajo este escenario base, es importante mencionar que, para que sea más
atractivo a los inversionistas y financistas un esquema de 90% de deuda y 10% de
capital es recomendable y es lo practicable por el mercado. Bajo condiciones de
estabilidad de ingresos y costos en el largo plazo (para el modelo desarrollado es de al
menos 20 años que equipara al horizonte de deuda) el financiamiento puede obtener
estos porcentajes de participación por el lado de los financistas.
Para llegar a niveles de relación deuda / capital de 9 (90% deuda y 10% capital) será
necesario incrementar en al menos 5% los ingresos en el largo plazo (20 años). Por ello,
las simulaciones del modelo muestran que ante un incremento del 10% en la tarifa
(respecto a la actual) el futuro operador podrá conseguir en contratos futuros sólo el
70% de la capacidad de generación (a una relación D/C de 9), disminuyendo y acotando
el riesgo de desabastecimiento por sobrecontratación o contratación al tope de su
capacidad. Bajo los precios actuales debería de conseguir contratos de por lo menos el
80% de su capacidad de generación con lo que estaría asumiendo el riesgo de
desabastecimiento.
175
Por otro lado, ejecutando simulaciones con incremento del 10% del precio actual, el
proyecto podría soportar un incremento de USD 200.00 por cada Kilowatt. Es decir, el
proyecto sería viable y bancable a USD 1,500 / Kw considerando una deuda del 80% y
un aporte de capital del 20% y una potencia a contratar del 80% de su capacidad de
generación. Mantendría el riesgo de desabastecimiento pero haría bancable el proyecto
ante un incremento del costo de inversión por kilowatt.
7 Administración de los riesgos en CH
7.1 Administración del Riesgo de Demanda 7.1.1 Formación de tarifas.
La formación de tarifas de energía en generación depende, básicamente, del
comportamiento de la demanda (diagrama de carga) y de la oferta (escenario
climático y disponibilidad de las centrales). La Ley de Concesiones Eléctricas
(LCE) establece que los precios regulados (de generador a distribuidor) son
calculados y fijados anualmente por el ente regulador.
De acuerdo a lo estipulado en la LCE (Artículo 51) antes del 15 de noviembre
de cada año el Subcomité de Generadores presentará al ente regulador los
estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que
sustenten y justfiquen, la información base del estudio:
• La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el
periodo de análisis del estudio.
• El programa de obras de generación del periodo de análisis.
• Los costos de combustibles, costos de racionamiento y costos
variables de operación.
• La tasa de actualización utilizada en los cálculos.
• Los costos marginales.
• Los Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía.
• Los factores nodales de energía.
• Los valores resultantes para los Precios en Barra.
• La fórmula de reajuste propuesta.
Posteriormente, el regulador efectuará las observaciones a las propuestas de
los Precios en Barras. Una vez absueltas las observaciones, el regulador
procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales,
antes del 30 de abril de cada año.
Por otro lado, es importante mencionar que las Centrales de Punta (térmicas)
son utilizadas como base para el cálculo de los precios de potencia (capacidad)
y de energía. En consecuencia, idealmente, los pagos por Potencia cubren la
176
inversión y los pagos por Energía cubren el costo marginal o variable de
producirla. Sin embargo, las Centrales de Base (hidráulicas) tienen un costo de
inversión relativamente más alto, respecto las centrales de punta (térmicas). En
contraparte tienen un costo de producción de energía bajo. El precio de
potencia (que corresponde a las centrales de punta) cubre en parte el costo de
inversión; el pago de energía complementará la recuperación de la inversión.
En el siguiente gráfico se muestra lo comentado.
Elaboración Propia
Como se indica anteriormente, las centrales de punta (térmicas) se utilizan
como base para el cálculo de los precios de potencia (capacidad) y de energía.
En consecuencia, idealmente, los pagos por potencia cubren la inversión y los
pagos por energía cubren el costo marginal o variable de producir esta energía.
Por otro lado, las centrales de base (hidráulicas) tienen un costo de inversión
más alto; teniendo a su vez un costo de producción de energía bastante menor.
El precio de potencia cubren, sólo en parte, el costo de inversión de las
centrales hidráulicas complementándose la recuperación de la inversión con el
pago por la energía.
@Inv
Pagopor
Potenciao
Capacidad
Pagopor
Energía
COyMEnergía
Térmicas de Punta(Diesel o Gas CS)
Centrales de Base(Hidráulicas)
@InvPagopor
Potenciao
Capacidad
Pagopor
Energía
COyMEnergía
177
7.1.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
El mayor riesgo al que están expuestos los inversionistas es que los
precios de energía no han mantenido una tendencia en el largo plazo.
Esto origina una incertidumbre respecto a los ingresos futuros de los
proyectos de generación que, en el caso de centrales hidráulicas, tienen
una duración de, al menos, 40 años.
Por otro lado, los ingresos correspondientes a los precios regulados
(potencia y energía) están sujetos a posibles variaciones; ya que
eventualmente se podría variar la metodología utilizada para determinar
dichos precios. Adicionalmente, las mejoras tecnológicas en el sector
pueden hacer que los costos de instalar una central de punta (utilizada
para el cálculo del precio de potencia) sean cada vez menores,
originando que el pago por potencia se reduzca paulatinamente.
Asimismo, es un riesgo, la determinación equivocada de manera
involuntaria de alguna de las variables utilizadas para el cálculo de las
tarifas que, podría originar la adopción de precios que no reflejen los
acontecimientos pronosticados. Por ejemplo, el estimar en exceso una
oferta de energía para los próximos dos años (periodo utilizado para
proyectar las tarifas) podría generar la obtención de precios bajos de
energía, en contraste con la oferta real.
Estos riesgos son asumidos íntegramente por los inversionistas y los
financistas de los proyectos en generación eléctrica. Es un riesgo al que
están expuestos, tanto los proyectos en centrales hidráulicas como en
centrales térmicas. A continuación se muestra la evolución de las tarifas
de energía desde el año 2001 hasta el 2007.
178
Evolución de Tarifas de Energía (Ene 2001 - Dic 2007)
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
Ene-01
Mar-01
May-01
Jul-01
Sep-01
Nov-01
Ene-02
Mar-02
May-02
Jul-02
Sep-02
Nov-02
Ene-03
Mar-03
May-03
Jul-03
Sep-03
Nov-03
Ene-04
Mar-04
May-04
Jul-04
Sep-04
Nov-04
Ene-05
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
(ctv US$/kW
h)
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN Esto hace ver que, el precio esperado a utilizar en la evaluación de los
proyectos de centrales hidroeléctricas pueda ser diferente al precio real.
Esta diferencia puede ser en ambos sentidos; es decir, que supere el
precio esperado (con lo que beneficiaría al inversionista) o que, por el
contrario, sea menor al precio esperado (con lo que perjudicaría al
inversionista). Estas variaciones en los precios se reflejarán en los
ingresos reales del proyecto.
Por otro lado, debido a que estos proyectos tienen que validarse por sí
mismos para que puedan ser financiados deben contar con flujos
predecibles o casi predecibles, consistentes y continuos, por lo menos a
lo largo del periodo de financiamiento. Cuanto más se logre acotar las
inversiones y los flujos económicos netos de caja, la posibilidad de
apalancamiento será mayor. Asimismo, es importante mencionar que
este tipo de proyectos requieren de un gran apalancamiento para
ponerlos en marcha.
7.1.1.2 Administración del riesgo
La mitigación de este riesgo por parte de los inversionistas puede
dirigirse a la concentración en la celebración de contratos con clientes
no regulados que no están sujetos a la tarifa regulada. Los precios
correspondientes a los clientes libres están determinados por contratos
que son fruto de la libre negociación entre el generador y el cliente.
Esta concentración de contratos le permitiría a la central hidráulica
179
tener una menor exposición a los precios fijados por el ente regulador
que están sujetos a eventuales cambios regulatorios o metodológicos
(para el cálculo de la tarifa). Estando expuestos, también, a la
modificación de los supuestos del modelo.
Asimismo, la celebración de contratos futuros de suministro de energía
permitirán que los proyectos fijen el precio de la energía a vender y
eliminen la volatilidad en la formación de las tarifas. Esto se debe a que
se fijarán los costos y/o precios de la energía a vender sin estar afectos
a la tarificación anual del sector. Estos contratos podrán ser los
contratos PPA y/o los contratos Take or Pay (TOP).
Por otro lado, para poder ejecutar una estrategia comercial que
implique priorizar o concentrar contratos comerciales con diversos
clientes (libres o regulados) es necesario que la empresa esté bajo la
dirección y administración de personal calificado que pueda negociar y
establecer estos contratos de manera positiva para la nueva empresa.
7.1.2 Comportamiento de la Hidrología.
El comportamiento de la hidrología en las diversas zonas del país es muy volátil
año a año; pudiendo generarse años húmedos (en el que existen grandes
precipitaciones pluviales) o años secos (en el que hay pocas precipitaciones
pluviales y escasez de agua para producir energía eléctrica a través de las
centrales hidráulicas).
A continuación se muestra, a manera de ejemplo, el volumen de agua del Lago
Junín, que abastace a la central hidroeléctrica Mantaro, desde los años 2001 al
2007. Se aprecia la variabilidad del volumen de agua de este lago durante los
últimos 7 años; teniendo un comportamiento similar el resto de lagos del Perú.
Volumen Lago Junín
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Millones de m3
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
180
El último año seco en el Perú se registró en el año 2004, lo que desató una
crisis energética en el país por la dependencia de la energía producida por las
centrales hidráulicas. Asimismo, es necesario mencionar que no es
económicamente eficiente mantener respaldo térmico del parque hidroeléctrico
necesario para cubrir hasta los años más secos, debido a que habría mucha
capacidad ociosa durante la mayor parte del tiempo.
7.1.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
En el caso de las centrales hidroeléctricas, su disposición de agua está
directamente relacionada con el nivel de precipitación pluvial en las
zonas que abastecen sus reservorios. Es así que, toda vez que las
precipitaciones pluviales no son controladas por las centrales
hidroeléctricas, son éstas, ante la ausencia de lluvias, las que enfrentan
el riesgo hidrológico al poder quedar desabastecidas.
Al quedar desabastecidas, tendrán que comprar la energía que tienen
comprometida entregar a sus clientes para honrar sus contratos de
abastecimiento (sean clientes regulados o libres). Esta compra de
energía se realizará a precios de mercado (mercado spot) que en
promedio, en los últimos años, es superior al precio regulado. Este
incremento en los costos por compra de energía impactarán
negativamente en los márgenes operativos y en la utilidad neta de la
central hidráulica.
El riesgo es asumido integramente por los inversionistas y financistas
del proyecto.
7.1.2.2 Administración del riesgo
La reducción del riesgo, relacionado a una eventual escasez de recursos
hídricos que podría encarecer el abastecimiento de energía eléctrica a
los clientes, es necesaria en las centrales hidroeléctricas. Al tratarse de
proyectos hidráulicos con embalse (centrales hidroeléctricas de
embalse) el riesgo está reducido, mas no eliminado, debido a que se
podrá almacenar cierta cantidad de agua (dependiente de la capacidad
del embalse) que podrá ser utilizada en momentos de escasez de agua
o de requerimiento. Esto no abastecerá el agua requerida en un año
seco pero amortiguará un poco el efecto de la sequía. Asimismo, la
empresa podría generar alianzas estratégicas o sociedades que tengan
como objetivo común la captación de recursos hídricos de ciertos ríos
que se encuentren ubicados en la cuenca del Atlántico. Para, luego,
181
canalizarlos por medio de túneles y canales hacia un embalse. Este tipo
de alianzas incrementaría la certeza en el abastecimiento ya que en la
cuenca del Atlántico las lluvias tienen una mayor continuidad a lo largo
del año.
Asimismo, por parte del Estado, se pueden otorgar medidas que
permitan regular e invertir en embalses. Estos incentivos se pueden
canalizar a través de la licitación de proyectos de construcción y
administración de embalses para que cualquier tercero independiente
se dedique a esta actividad cobrando un canon a las empresas usuarias
del agua, ya se a agroindustriales, generadoras eléctricas u otros.
Adicionalmente, el Estado podría otorgar a quien construya el embalse
el derecho de cobrar un cargo por uso de las aguas del embalse
(Huascacocha) para fines agroindustriales, energéticos u otros según la
actividad del tercero beneficiario.
Por lo último mencionado, una estrategia para la disminución del riesgo
hidrológico es la evaluación y construcción de proyectos ubicados en la
cuenca del Atlántico que mantiene una regularidad en el régimen de
lluvias.
7.1.3 Variación de la demanda.
La disminución de la demanda de energía por parte de los usuarios no reflejará
un riesgo para las centrales hidráulicas. Como se explicó anteriormente, las
centrales hidráulicas son consideradas como Centrales de Base por su bajo
costo de operación y mantenimiento, por lo cual son las primeras en operar en
el sistema eléctrico. Ante una disminución de la demanda, las centrales que
dejarían de operar serían las más costosas en términos de operación y
mantenimiento; siendo éstas las centrales térmicas.
Por otro lado, la variación de la demanda sí afectará directamente a la
formación de precios regulados. Esto debido a que la fijación de precios
(anualmente) considera dentro de las variables la demanda de energía eléctrica
proyectada de los dos años siguientes al cálculo de los precios. Considerándose
un riesgo la variación de la demanda para el cálculo de los precios regulados.
7.1.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de la variación de la demanda es asumido por los
inversionistas. Este riesgo se ve reflejado en el cálculo de los precios
regulados.
Respecto a la máxima demanda del año 2006 de 3 581 MW, para el
año 2007 se registró una máxima demanda de 3965 MW, superior en
10,7%. Este incremento se sustenta en el crecimiento económico del
182
país que ha despertado un gran dinamismo en la economía de los
diversos sectores industriales. El crecimiento económico alentador del
país, en los últimos años, hace suponer un crecimiento sostenible de los
sectores industriales; pero, la recesión de la economía norteamericana
y otros factores globales (como el incremento sostenido del precio del
petróleo) deben de transmitir una mesurada proyección de este
crecimiento. Esto afectaría directamente a la formación de precios
regulados, al considerarse un escenario alentador respecto a una
realidad diferente ocasionada por los factores exógenos mencionados.
7.1.3.2 Administración del riesgo
El riesgo de variación de la demanda será mitigado con la celebración
de contratos de largo plazo en el mercado regulado (a través de las
licitaciones que pueden llegar hasta 15 años a precios firmes) y en el
mercado libre (por medio de contratos con precios y condiciones
negociadas entre ambas partes). Asimismo, se podrán incluir los
contratos Take or Pay que garantizan la fijación de los precios del
suministro de energía, incluyendo el adicional de fijar un volumen de
energía en la transacción. Estos mecanismos excluyen el efecto de la
variación de demanda en la formación de precios regulados,
desapareciendo el riesgo para la empresa.
7.1.4 Volatilidad de las tarifas.
La volatilidad de los precios regulados y de los precios del mercado spot (costos
marginales) se ve reflejada en los ingresos de las centrales eléctricas. Como se
ha mencionado anteriormente, la variabilidad de los precios regulados y los
precios spot origina una incertidumbre de los futuros ingresos de la central
hidroeléctrica. La bancabilidad del proyecto está relacionada directamente a la
capacidad de pago del servicio de la deuda. Esta capacidad de pago es
generada únicamente con los flujos del proyecto. Al ser flujos con gran
volatilidad y variabilidad en el largo plazo (las precios regulados se calculan una
vez al año y los precios spot dependen muchísimo de las precipitaciones
pluviales que son poco predecibles) el acceso a financiamiento externo (a
través de entidades financieras) se reduce o se ve limitado. Es importante
acotar que la ejecución de proyectos de centrales hidroeléctricas requiere de
una gran porción de apalancamiento. Por otro lado, el periodo del
financiamiento, muy probablemente, no será igual a la vida útil del proyecto;
siendo el primero de una duración menor.
183
Fuente: Publicaciones OSINERGMIN
En el gráfico anterior se puede observar claramente que el Costo Marginal
Promedio (precio spot) de los últimos 6 años ha sido superior a los precios
regulados. Esto último ha desincentivado a las empresas generadoras a firmar
contratos con las empresas distribuidoras (contratos a precios regulados).
Asimismo, se observa que durante los meses de lluvia (diciembre a abril) los
costos marginales se han colocado por debajo de los precios regulados a
excepción del año 2004 (año en que se produjeron pocas lluvias o conocido
como año seco).
También, se observa la volatilidad de ambos precios (regulados y spot) a lo
largo de los últimos 7 años. Esta volatilidad impide proyectar precios e ingresos
en el largo plazo.
7.1.4.1 Determinación de la asunción del riesgo
La volatilidad de los ingresos es asumido directamente por los
inversionistas del proyecto.
Sin embargo, es importante mencionar que las empresas generadoras
pueden vender su energía producida en tres tipos de mercados
distintos: (i) en el mercado de clientes libres, en el que los precios son
negociados entre las generadoras y los clientes libres; (ii) en el
mercado regulado, el precio es determinado por el ente regulador
(precio regulado) y (iii) en el mercado spot, los precios son
determinados por la oferta y demanda sobre la base del costo marginal
Evolución Costos Marginales y Tarifas de Energía
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
Ene-01
Mar-01
May-01
Jul-01
Sep-01
Nov-01
Ene-02
Mar-02
May-02
Jul-02
Sep-02
Nov-02
Ene-03
Mar-03
May-03
Jul-03
Sep-03
Nov-03
Ene-04
Mar-04
May-04
Jul-04
Sep-04
Nov-04
Ene-05
Mar-05
May-05
Jul-05
Sep-05
Nov-05
Ene-06
Mar-06
May-06
Jul-06
Sep-06
Nov-06
Ene-07
Mar-07
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
(ctv US$/kWh)
PBE CMg CMg Promedio
184
instantáneo de todo el sistema interconectado; correspondiendo al
costo variable de generar una unidad de energía que equivale al costo
variable de la unidad más cara que esté generando.
Esta volatilidad, mencionada inicialmente, se origina en los precios
regulados y en los precios del mercado spot.
7.1.4.2 Administración del riesgo
Considerando la estructura de mercado (mercado de clientes libres,
mercado regulado y mercado spot) que enfrentan los proyectos de
centrales hidroeléctricas deberían establecer estrategias comerciales
claras que permitan: (i) pactar contratos a largo plazo – 15 ó 20 años –
que permitan generar ingresos estables en el largo plazo que permita
bancabilizar el proyecto (a través de contratos PPA o TOP); (ii)
establecer contratos en el mercado de clientes libres y en el mercado
regulado, los primeros generan ingresos estables en el largo plazo pero
los segundos establecen contratos más seguros que los primeros,
debido a que los clientes directos son las empresas distribuidoras y (iii)
buscar la NO dependencia de los ingresos a alguno de los mercados
mencionados.
Los mercados mencionados tienen las siguientes particularidades:
Mercado Regulado, es el mercado más seguro (menor riesgo debido a
que las empresas distribuidoras son las que honran los contratos) pero
con precios promedio más bajos que los otros dos mercados.
Mercado Clientes Libres, es un mercado menos seguro que el regulado
(el mismo cliente es el que debe honrar el contrato) pero que permite
establecer contratos a largo plazo con negociación directa de los
precios. Los precios promedio del mercado libre se encuentran por
encima de los precios regulados pero por debajo de los precios spot.
Mercado Spot, es el mercado más volátil (más riesgoso) en el que los
precios promedio se encuentran por encima a los precios regulados y
libres. Es un mercado en el que la cantidad de energía y el precio se
comercializa en el mismo instante; dependiendo directamente de la
demanda.
Respecto al mercado regulado, se han creado mecanismos que, de
alguna manera, permitirán generar contratos de largo plazo entre
empresas y/o proyectos de generación y empresas distribuidoras a
precio firmes (precios de la energía y potencia que resulten de los
procesos de licitación y que no están sujetos a fijación administrativa
por el ente regulador) a través de Licitaciones.
185
La norma que contempla el mecanismo de licitaciones (Ley 28832)
enfatiza las siguientes consideraciones a las que están sujetos los
contratos:
• Plazo de suministro de energía de hasta 15 años a Precios
Firmes. Estos contratos NO podrán ser modificados por ambas
partes, a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización
expresa del ente regulador. En el caso que se autorice la
modificación del contrato y se tratáse de reducciones de
precios, las empresas distribuidoras deberán transferir a sus
clientes el 50% de dichas reducciones.
• El precio de potencia igual al precio básico de potencia vigente
a la fecha de la Licitación con carácter de Precio Firme.
• Las fórmulas de actualización de los Precios Firmes deben
estar conformes a las de las Bases de la Licitación.
• Garantía de suministro de energía propia, contratada con
terceros o a través de un programa de inversiones que
incremente la oferta de generación.
Asimismo, se ha establecido un sistema de incentivos para promover la
convocatoria anticipada (por parte de las empresas distribuidoras) de
procesos de licitación. Este incentivo es que se le autoriza al
distribuidor a incorporar un cargo adicional en los precios de sus
usuarios regulados. Este cargo será directamente proporcional al
número de años de anticipación de la convocatoria según lo
establecido en la norma (3 años). Este cargo no podrá ser superior al
3% del precio de la energía resultante de la licitación.
Con esta medida, siempre que se desarrollen y se consoliden con éxito
los procesos de licitación, los proyectos hidroeléctricos y
termoeléctricos podrán participar en estas licitaciones que les permitirá
cerrar contratos por un periodo de hasta 15 años y a precio firme
(estable y ajustable, sin intervención del regulador) con las empresas
distribuidoras. También, es necesario indicar que los proyectos
hidroeléctricos sólo podrán establecer precios por un periodo de 15
años si los procesos de licitación son ejecutados con 5 años de
anticipación.
7.1.5 Necesidad de contratos PPA o Take or Pay (TOP) para financiar el proyecto.
Los contratos a futuro que deben celebrar generadores y sus clientes
(regulados o libres) se hacen obligatorios para el financiamiento del
proyecto. A través de estos contratos se asegurarán los ingresos y
186
flujos de fondos del proyecto; convirtiéndolos razonablemente
precedibles, uniformes y sostenibles en el tiempo.
Como se ha mencionado, estos contratos podrán celebrarse en el
mercado regulado (a través de licitaciones) y en el mercado libre (a
través de negociación directa con el cliente).
7.1.5.1 Determinación de la asunción del riesgo
Sin la celebración de los contratos de suministro de energía a futuro no
existirá bancabilidad del proyecto por sí mismo. Este es un riesgo que
asumen los inversionistas al decidir en invertir en una central
hidroeléctrica.
Es cierto que, una vez firmados los contratos de suministro con los
clientes (regulados o libres), éstos asumirán un riesgo de
abastecimiento oportuno debido a que la central podría entrar en
servicio en fecha distinta a la prepactada en los contratos. Este riesgo
asumido por el cliente será compensado con un precio de energía por
debajo del promedio, para que sea atractivo para éste. Aunque existan
claúsulas que responsabilicen y penalicen al generador por el
desabastecimiento, el cliente corre un gran riesgo. Es importante
resaltar que los contratos de abastecimiento o suministro que firmarán
será con una anticipación aproximada de 4 a 5.5 años.
Actualmente, existen proyectos aprobados con Concesiones listas para
puesta en marcha de las obras. Sin embargo, éstas no se están
llevando a cabo, siendo la razón principal la bancabilidad del proyecto.
Por otro lado, se tienen algunos proyectos que están siendo
financiados, en parte, por los clientes principales que serían abastecidos
por la nueva central: un caso reciente es el de la Central El Platanal con
Cementos Lima. Es importante mencionar que el financiamiento de
estos proyectos NO se obtienen por las bondades del mismo proyecto
sino por el historial crediticio y la solvencia de la empresa impulsadora
del proyecto; en el caso mencionado el de Cementos Lima.
Adicionalmente, se muestra y percibe mayor rentabilidad en la no
celebración de PPAs o TOP por parte de los promotores, debido a que
el precio regulado está por debajo del precio promedio spot. No
obstante, ésto le significa un elevado riesgo que no quiere ser asumido
por las entidades financieras, lo que impacta negativamente sobre la
puesta en marcha de los proyectos de generación.
187
7.1.5.2 Administración del riesgo La creación de licitaciones con precios estables a mediano y largo plazo
(actualmente son de hasta 15 años de contrato) permite que los
proyectos de centrales hidroeléctricas participen en éstos y tengan la
opción de establecer contratos de largo plazo con empresas
distribuidoras. Asimismo, se presenta la alternativa de celebrar
contratos de largo plazo con los clientes libres.
Una adecuada administración de este riesgo implica celebrar contratos
de largo plazo en el mercado regulado (menor riesgo frente a los otros
mercados) y en el mercado libre (mejores precios que el mercado
regulado). Estos contratos deberán cubrir el servicio de deuda y los
costos de operación y mantenimiento de la central para que sea
financiable. Si existiese potencia adicional o sobrante se vendería en el
mercado spot a los precios volátiles que caracteriza este mercado.
Para establecer y llevar a cabo las mejores estrategias comerciales del
proyecto es necesario que los inversionistas cuenten en el equipo
gerencial con un especialista comercial que conozca el sector y que se
pueda desenvolver en éste. Las dos funciones importantes en las
empresas generadoras son: (i) la producción de energía eléctrica y (ii)
la comercialización de la energía eléctrica producida. En los proyectos
de centrales eléctricas (térmicas o hidráulicas) es necesario que primero
se genere la comercialización de la energía para luego producirla. En el
caso de centrales hidráulicas la comercialización o venta de energía
eléctrica se efectúa, aproximadamente, de 4 a 5.5 años antes de
producirla. Por ello, la acción inicial de los accionistas deberá
concentrarse en la búsqueda de un especialista comercial que genere
los contratos de suministro para financiar el proyecto.
7.2 Administración del Riesgo Pre-Constructivo 7.2.1 Descalce entre la fecha del contrato y la necesidad de la energía del cliente.
Es poco probable que la fecha de entrada en operación o de puesta en servicio
de la nueva central sea la fecha en la que los clientes requieran del suministro
eléctrico, Este desfase o descalce originará que los ingresos uniformes del
proyecto sean efectivos a partir de la fecha en que el cliente necesite la energía
(para el caso de clientes regulados y libres existentes, la fecha en que
requerirán el nuevo suministro de energía será cuando finalicen sus contratos
anteriores; para los nuevos clientes, la fecha de requerimiento será el inicio de
sus operaciones) y no en la fecha de puesta en servicio de la central nueva.
188
7.2.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de descalce entre la fecha del contrato de suministro y la
necesidad de la energía del cliente será asumido íntegramente por los
promotores o accionistas de la nueva central.
7.2.1.2 Administración del riesgo
La disminución de este riesgo se efectuará a través de la diversificación
de clientes, ya sean regulados o libres, que permitan, en promedio,
disminuir el periodo de descalce.
En el caso de las licitaciones en el mercado regulado, para las centrales
hidroeléctricas nuevas, el abastecimiento se podría iniciar a partir del
segundo o tercer año de la fecha de inicio del contrato de suministro,
producto de la licitación. La celebración de contratos a través de las
licitaciones (las empresas distribuidoras deben de convocar con 3 años
de anticipación hasta por un periodo de 15 años de contrato) reducirá
el tiempo de descalce mencionado. Asimismo, la generación de
contratos con clientes libres permitirá abastecer en fechas diferentes a
las pactadas con los clientes regulados o con otros clientes libres;
diversificando así el riesgo de descalce y las fechas de suministro.
7.2.2 Entrega de permisos y licencias.
7.2.2.1 Determinación de la asunción del riesgo Según se ha explicado el riesgo en el caso de la entrega de permisos y
licencias está relacionado, por un lado con la competencia que existe en
el otorgamiento de concesiones temporales y definitivas; y por otro
lado, con la obtención de permisos y licencias municipales para el
desarrollo de las obras de instalación de la infraestructura de la central.
Este riesgo es asumido por los promotores e inversionistas de la nueva
central hidroeléctrica.
El esquema institucional y la secuencia de acciones para llevar a cabo
un proyecto de concesión, involucra varias instancias. En primer lugar,
la entidad concedente (el Ministerio de Energía y Minas) establece los
lineamientos de política de participación privada en el marco de la
política sectorial. Dentro de ese marco, encarga a PROINVERSION la
promoción de un proyecto específico de participación privada.
PROINVERSION, una vez realizados los análisis pertinentes, incorpora,
previa disposición del Consejo Directivo, la solicitud dentro del Plan de
Promoción de la inversión privada e inicia el proceso de diseño de las
bases del concurso público. El Consejo Directivo está conformado por
ocho Ministros, entre los cuales se encuentran el Presidente del Consejo
189
de Ministros, el Ministro de Transportes y Comunicaciones, el Ministro
de Energía y Minas, el Ministro de Relaciones Exteriores, el Ministro de
la Producción, el Ministro de Comercio Exterior y Turismo; el Ministro de
Trabajo y Promoción del Empleo y el Ministro de Economía y Finanzas,
quien lo preside.
Aún cuando la responsabilidad de los aspectos técnicos, económicos,
sociales y ambientales del proyecto recae en las entidades concedentes
(prefactibilidad, factibilidad económica, alcance técnico, estudios de
ingeniería de detalle y análisis ambientales y sociales), PROINVERSION
realiza los estudios requeridos para garantizar la adecuada preparación
del proyecto que permita realizar un esquema de transferencia de
riesgos acorde con la capacidad de mitigación de los agentes públicos y
los agentes privados. Para ello, realiza los estudios de demanda,
económicos, financieros, legales, sociales y ambientales y todos
aquellos requeridos para la estructuración de los proyectos viables.
Las acciones de supervisión de los contratos de concesiones son
responsabilidad del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y
Minería (Osinergmin). Los organismos reguladores son organismos
públicos descentralizados, adscritos a la Presidencia del Consejo de
Ministros, con personería de derecho público y autonomía
administrativa, técnica y financiera.
Por ello, es necesario mencionar brevemente las siguientes normas:
Ley No. 25844 y D.S. N° 009-93-EM, Ley de Concesiones
Eléctricas y su Reglamento: establece un conjunto de normas que
garantizan los derechos del Estado y regula aquellos que directa o
indirectamente concurran a las actividades vinculadas con los recursos
de la energía eléctrica. La Ley señala en el artículo 9° que “el Estado
previene la conservación del medio ambiente y del patrimonio de la
nación, así como el uso racional de los recursos naturales en el
desarrollo de las actividades relacionadas con la generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica”.
En su artículo 31° establece que los concesionarios de generación,
transmisión y distribución están obligados a cumplir con las
disposiciones del Código Nacional de Electricidad y demás normas
técnicas aplicables; así como cumplir con las normas de conservación
del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación. En el art.
38° menciona que las actividades de generación termoeléctrica, cuya
potencia instalada sea superior a 10 MW, es requisito presentar un
Estudio de Impacto Ambiental.
190
D. S. No. 029-97-EM, Reglamento de fiscalización de las
Actividades Energéticas por Terceros: tiene por objeto normar las
acciones de fiscalización de las entidades que desarrollan actividades en
los Subsectores Electricidad e Hidrocarburos, las que pueden ser
efectuadas a través de empresas fiscalizadoras, de conformidad con lo
dispuesto en la Primera Disposición Complementaria de la Ley Nº 26734
(Ley de Creación del Organismo Supervisor de Inversión en Energía –
OSINERG).
En su artículo 6º menciona que los exámenes que practiquen las
fiscalizadoras a los subsectores de electricidad comprenderán la
verificación del cumplimiento de las obligaciones a cargo de los titulares
de las empresas concesionarias de generación, transmisión, distribución
y de los titulares que cuenten con autorización para la generación
termoeléctrica, establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su
Reglamento, Contratos de Concesión, Código Nacional de Electricidad,
Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector
Electricidad, Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos,
normas de protección del ambiente, normas técnicas y todas las
disposiciones referidas a las actividades del subsector electricidad.
7.2.2.2 Administración del riesgo
En lo que respecta al riesgo de competencia para el otorgamiento de
concesiones, el mismo se presenta tanto en la obtención de
concesiones temporales como definitivas. En ambos casos el riesgo
debe ser asumido directamente por los interesados en desarrollar
proyectos de generación hidroeléctrica y no puede ser administrado a
través de mecanismos privados, puesto que es un riesgo producto de la
libre iniciativa empresarial. Adicionalmente, no existen argumentos
suficientes como para plantear la necesidad de intervención regulatoria
para administrar dicho riesgo.
En cuanto al riesgo derivado de la obtención de licencias y permisos
municipales, el mismo se deriva en la posibilidad de retrasos
considerables en la puesta en operación comercial de las CH o, en todo
caso, en el incremento indebido de costos como consecuencia de
exigencias municipales no amparadas por el marco legal. Este riesgo
debe ser asumido por el desarrollador del proyecto y la posibilidad de
trasladarlo a los clientes a través de los contratos de suministro, esta
opción es poco probable.
191
En efecto, es muy poco probable que las distribuidoras admitan como
condición requerida por los postores en los procesos de licitación el
asumir el riesgo de falta de suministro derivado de retrasos en la
puesta en operación comercial de las centrales por demoras
ocasionadas por exigencias municipales, en tanto que ello involucraría
admitir la posibilidad de quedar desabastecidas y, en el extremo, ser
pasibles de las sanciones previstas en la Ley de Concesiones Eléctricas
por falta de contratos de suministro o las compensaciones a favor de
los usuarios regulados previstas en la Norma Técnica de Calidad de los
Servicios Eléctricos.
De otro lado, si bien la posibilidad de que los usuarios libres admitan
ese tipo de traslado de responsabilidad en los PPAs que suscriban con
los desarrolladores de proyectos de generación hidráulica,
evidentemente ello podría implicar el establecimiento de penalidades a
cargo de estos últimos, con lo cual el riesgo seguiría quedando en
cabeza de los mismos.
Dado lo anterior, en este caso si puede sustentarse la necesidad de
intervención regulatoria para administrar el riesgo mencionado. De un
lado, dicha intervención pasa por definir con mayor precisión los
alcances de las facultades de los municipios y los límites que tienen
para imponer exigencias a los proyectos de esta naturaleza (por
ejemplo en términos de su imposibilidad de paralizar la instalación de
las infraestructuras o los montos máximos que pueden cobrar por
derechos aplicables a los permisos). De otro lado, también existe la
posibilidad de plantear una norma de rango legal que, al igual que lo
ocurrido para efectos de la expansión de servicios de
telecomunicaciones, simplifique los trámites y requisitos para la
implementación de la infraestructura correspondiente a CH.
Por otro lado, es pertinente citar las siguientes normas que ayudan a
enmarcar el campo de acción.
R.M. N° 161-2007-MEM/DM, Reglamento de Seguridad y Salud
en el Trabajo de las Actividades Eléctricas: es de aplicación a
todas las personas que participan en el desarrollo de las actividades
eléctricas; estando comprendidas las etapas de construcción, operación
y mantenimiento de las instalaciones eléctricas de generación,
transmisión y distribución, incluyendo las conexiones para el suministro
y comercialización de la energía eléctrica.
Tiene como objetivo establecer normas con el fin de:
192
• Proteger, preservar y mejorar la integridad psico-física de los
trabajadores, mediante la identificación, reducción y control de
los riesgos, a efecto de minimizar la ocurrencia de accidentes,
incidentes y enfermedades profesionales.
• Proteger a los usuarios y público en general contra los peligros
de las instalaciones y actividades inherentes a la actividad
eléctrica.
• Establecer lineamientos para la formulación de los planes y
programas de control, eliminación y reducción de riesgos.
• Promover y mantener una cultura de prevención de riesgos
laborales en el desarrollo de las actividades eléctricas.
• Permitir la participación eficiente de los trabajadores en el
sistema de gestión de la seguridad y salud en el trabajo.
Deberán ser tomadas en cuenta en la operación del Proyecto en lo que
respecta a la seguridad de los trabajadores a cargo de la planta.
D. S. No. 011-99-EM, Dispone que las Multas y Sanciones se
Aprobarán Mediante Resolución Ministerial del MEM: precisa la
Escala de Multas y Sanciones que aplica el Organismo Supervisor de la
Inversión de Energía y Minería (OSINERGMIN) por incumplimiento a las
Leyes de Concesiones Eléctricas, sus reglamentos y normas
complementarias será aprobada por Resolución Ministerial del Ministerio
de Energía y Minas.
7.2.3 Aprobación de EIA y PAMAs.
7.2.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo identificado en relación con este aspecto se deriva de la
incertidumbre generada a los inversionistas en CH como resultado del
estándar establecido en la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del
Impacto Ambiental (LSNEIA), así como de los eventuales retrasos en la
aprobación de EIA en el marco de los procedimientos de otorgamiento
de concesiones para CH ante el MEM. Sobre el primer tema, la LSNEIA
define un criterio de atribución de competencia para la aprobación de
EIA de proyectos de inversión en CH por autoridades de sectores
distintos al sector energía, que no cuentan con la especialización
requerida para realizar una evaluación del impacto de los proyectos en
este sector desde una perspectiva integral. Consecuentemente, el MEM
debe adoptar la decisión de otorgar o denegar una concesión en
193
función de una decisión adoptada por otra autoridad sectorial sobre los
EIA.
El riesgo para la inversión generado por la ausencia de una regla que
permita centralizar la aprobación de EIA en una sola autoridad a
efectos de reducir trámites y plazos, y uniformizar criterios, debe ser
asumido directamente por los inversionistas en CH. El retraso en el
inicio de ejecución de las obras trae como correlato dilaciones en el
inicio de operaciones comerciales. Este aspecto cobra especial
relevancia en proyectos de inversión en CH, en los que, siguiendo una
práctica común en la industria, los contratos de suministro (PPAs) son
celebrados cuando los proyectos aún se encuentran en construcción,
justamente con el propósito de obtener el financiamiento necesario
para la construcción de las CH.
7.2.3.2 Administración del riesgo
Si bien teóricamente el riesgo generado podría ser trasladado a los
potenciales clientes a través de mecanismos contractuales, ello no
resulta viable en la práctica. De un lado, los distribuidores no admitirían
ese tipo de retrasos en tanto que podrían quedar desabastecidos
poniendo en riesgo el suministro de los usuarios regulados, con las
consiguientes penalidades a que podrían quedar sujetos en aplicación
de la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos. De otro lado, es
poco probable que los usuarios libres admitan gratuitamente este tipo
de retrasos en los PPA, siendo lo más probable que se contemplen
cláusulas con penalidades por retraso en el inicio del suministro.
En relación con las formas en que este riesgo puede ser administrado,
dado que, como se ha indicado, el mismo no puede en principio ser
internalizado a través de mecanismos contractuales, una solución
regulatoria puede ser lo más eficiente.
Al respecto, como medida inmediata puede promoverse una
modificación normativa en la LSNEIA, a fin de establecer una regla que
permita centralizar la aprobación del EIA en una sola autoridad. Con
este propósito, el criterio que se sugiere establecer es que el EIA sea
presentado ante la autoridad encargada de supervisar la actividad
productiva involucrada en el proyecto, con prescindencia del sector al
que pertenezca la empresa que lo ejecute. Lo anterior posibilitará que
en el caso de proyectos de inversión en CH, los EIA sean presentados
únicamente ante el MEM en el marco del procedimiento para la
obtención de una concesión para actividades de generación.
194
Asimismo, sería recomendable que el procedimiento para la aprobación
de EIA ante el MEM sea perfeccionado con el objetivo de establecer la
forma y los plazos en que se requerirá la opinión de otras autoridades y
los mecanismos de coordinación con autoridades regionales y locales a
efectos de evitar superposición de funciones e incertidumbre respecto
de los plazos máximos de aprobación.
De otro lado, recientemente se ha emitido el Decreto Legislativo Nº
1013, que aprueba la Ley de Creación y Organización y Funciones del
Ministerio del Ambiente109. Esta norma dispone la fusión del Consejo
Nacional del Ambiente- CONAM en el Ministerio del Ambiente, siendo
este último el ente incorporante. De acuerdo con ello, a partir de la
entrada en vigencia de la norma, el Ministerio asume la función de
dirigir el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental.
De acuerdo con lo establecido en el Decreto Legislativo de la referencia,
en materia ambiental, el Ministerio tendría a su cargo normar y aprobar
la reglamentación del Sistema Nacional de Impacto Ambiental, así como
su dirección y control.En ejercicio de esta ultima función, se dispone
que el Ministerio apruebe y fiscalice la evaluación del impacto ambiental
de las políticas, programas y proyectos de inversión pública y privada110.
Sin embargo, esta norma sólo establece disposiciones de carácter
general que deberán ser reglamentadas a efectos de establecer los
procedimientos específicos para la aprobación de EIA y regular la
intervención de las autoridades estatales a nivel nacional regional y
local. De acuerdo con ello, en el marco de proceso de reglamentación
resultaría necesario promover la centralización eficiente para la
aprobación del EIA, conforme a lo señalado previamente.
A continuación se mencionan los posibles impactos ambientales de
proyectos de hidroenergía y las medidas para mitigarlos:
Construcción de la obra civil
Esta fase impacta al ambiente. Entre otros, por los ruidos que alteran la
vida de los animales y los humanos, peligro de erosión por los
movimientos de la tierra y la turbidez de las aguas y precipitación de
sedimentos, lo que puede impactar el hábitat de la vida acuática. Para
mitigar estos impactos, se recomienda que las obras se realicen en la
época seca y que inmediatamente después de la construcción se lleven
109 Publicado en el Diario Oficial el peruano el 14 de mayo de 2008. 110 Artículo 7.-d.3)
195
a cabo trabajos de revegetación del terreno. En todo caso, estos
impactos tienen un carácter temporal.
Impacto sónico
Este impacto procede, durante la operación, principalmente de la
turbina, el generador y en el caso que el sistema lo contemple, de las
fajas para incrementar la velocidad. Esto se puede disminuir con la
construcción de una casa de máquinas apropiada, posiblemente con
material aislante. Además, se puede minimizar la libertad de
movimientos de los conductos hidráulicos y soportes ante la vibración
de la turbina y el generador.
Embalse
En el caso de que el proyecto tenga un pequeño embalse para regular
las horas de generación, hay impactos por la construcción de caminos,
los movimientos de la tierra, y la pérdida del terreno. La gravedad de
estos impactos depende principalmente del tamaño del embalse. Estos
impactos y las medidas de mitigación son comunes para cualquier obra
de infraestructura.
Conservación de la cuenca
Para sostener la generación de energía en un largo plazo, la protección
y conservación de la cuenca que alimenta el río es sumamente
importante porque sin bosques no habrá suficiente agua para el
sistema. La protección de la cuenca además contribuye a la prevención
de la erosión de los suelos y el de la desertificación.
Flujo de agua
Para contrarrestar los efectos producidos por la disminución de los
flujos naturales de agua, es necesario dejar un caudal mínimo en los
ríos, recomendando que éste equivalga al 10% del caudal medio
(conocido como caudal ecológico). Para satisfacer este requisito, se
supone que las obras de captación previstas permitirán el paso de estos
caudales mínimos en cualquier condición de funcionamiento.
Migración de peces
Dependiendo del tamaño del proyecto, dentro del diseño de las obras
se debe considerar las especies de peces existentes y otra vida acuática
en los ríos que podrían migrar corriente abajo hacia estuarios o área
marítimas, ya sea para procrear o con el fin de procurarse alimentos.
Se debe decidir si es o no necesaria la instalación de escaleras de peces
que permitan su retorno en la época de desoves o la conveniencia o no,
de la instalación de una estación de incubación de aguas debajo de las
presas. Es necesario realizar una investigación al respecto,
196
principalmente para proyectos de tamaño grande o mediana escala que
aprovechan un alto porcentaje del caudal promedio anual del río.
Impacto al paisaje
Dado que los proyectos hidroeléctricos suelen localizarse en zonas
montañosas y forestales, tienden a tener un impacto visual significante.
Este se puede mitigar con el uso de colores semejantes al ambiente y la
colocación bajo la superficie de algunos componentes como el canal de
conducto y la tubería de presión. Hay que destacar que algunos
impactos al paisaje pueden ser positivos, como la presencia de un
embalse, que puede ser utilizado para actividades recreativas.
Agua potable
Dado que ésta se obtiene generalmente de la misma fuente de un
proyecto hidroeléctrico, se debe considerar el impacto a la calidad y
cantidad del agua disponible para este fin.
Impacto social
Como impacto positivo se puede destacar que la construcción y
operación de una pequeña central crea empleo a nivel local. Este puede
ser directo, en la forma del personal contratado para la construcción y
operación del sistema, e indirecto, por las oportunidades de actividades
productivas que brinda un proyecto en el caso de la electrificación de
una zona aislada.
Avenida de proyecto
Es el caudal que puede esperarse de la más extrema combinación de
condiciones hidrológicas y meteorológicas, que se consideren
razonablemente características de la región geográfica de que se trate,
excluyendo las combinaciones extremadamente improbables.
Avenida máxima posible
Máximo caudal que cabe esperarse suponiendo una coincidencia total
de todos los factores que producirían las mayores precipitaciones y la
máxima escorrentía.
7.2.4 Otorgamiento del Derecho de Agua
7.2.4.1 Determinación de la asunción del riesgo
La problemática que se identificó en esta sección se refiere a dos
aspectos principales: de un lado, el requerimiento establecido por el
INRENA de contar con un pronunciamiento previo de la ATDR del área
geográfica en la que va ser llevado a cabo el proyecto para la obtención
de licencias para el uso de aguas, así como la inexistencia de
197
procedimientos establecidos en el INRENA para el otorgamiento de
dicha licencia; y de otro, la insuficiente e imprecisa regulación
establecida en la Ley de Aguas, en particular aquella referida a los
criterios para establecer prelación en el uso de este recurso.
En relación con el primer aspecto, las ATDR no cuentan con
procedimientos para la evaluación de las solicitudes, por lo que los
plazos para resolver y los documentos que son exigidos dependen del
criterio discrecional de estas autoridades. La falta de predictibilidad en
la tramitación de estos procedimientos cobra especial relevancia si se
considera que el INRENA resuelve la solicitud de licencias para el uso
de aguas basándose en la opinión formulada por las ATDR respecto de
la viabilidad de dicha solicitud. Más aún, el INRENA no cuenta con
procedimientos establecidos en su TUPA que orienten a los solicitantes
respecto de los requisitos, plazos e instancias ante las cuales debe
tramitarse cada una de las etapas establecidas en la norma.
De esta forma, el riesgo en este caso se relaciona con la posibilidad de
retrasos en el inicio de ejecución de los proyectos y la eventual
exigencia de requisitos excesivos o no ajustados a la naturaleza de la
solicitud.
Este riesgo debe ser asumido por los desarrolladores del proyecto y, tal
como ya se ha señalado en los casos anteriores es poco probable que
pueda ser administrado a través de la negociación de los contratos de
suministro con los usuarios libres y menos aún con los distribuidores.
Considerando dicha situación se sugirió, la modificación de la normativa
existente en materia de otorgamiento de licencias de uso de aguas a
efectos de establecer procedimientos que otorguen predictibilidad a los
potenciales inversionistas respecto de los requisitos y plazos de cada
una de las etapas del proceso de aprobación por parte de INRENA, así
como una división y asignación clara de competencias y funciones entre
dicha entidad y las ATDR con el propósito de reducir la incertidumbre
existente en la actualidad, o incluso mejor aún evitar la dilación
excesiva en los trámites y centralizar la decisión en el INRENA sin
necesidad de requerir opinión previa de otra autoridad.
7.2.4.2 Administración del riesgo
Recientemente se ha creado la Autoridad Nacional de Agua, como
ente responsable de elaborar la política y estrategia nacional de
198
recursos hídricos y de establecer los procedimientos para la gestión de
dichos recursos111.
El Decreto Legislativo 1081 ha establecido que esta autoridad es el ente
rector del Sistema Nacional de Recursos Hídricos y entre sus funciones
se ha previsto el otorgamiento del derecho de uso de aguas, con lo cual
esta función que era ejercida previamente por el INRENA, será
realizada por esta autoridad. Esta modificación normativa ha recogido
las propuestas realizadas previamente y ha favorecido la centralización
de la decisión del otorgamiento de licencias de uso de aguas.
No obstante, la norma no señala cuál será la intervención de la ATDR
en el proceso de otorgamiento de derechos de uso de agua. Este
aspecto debería regularse en el reglamento a ser emitido en un plazo
de 90 días, con la finalidad de promover la centralización y eliminar el
requerimiento de que deba contarse con la opinión previa de la ATDR
para el otorgamiento de las licencias de uso de agua.
El Reglamento debe garantizar que esta entidad centralice el proceso
de otorgamiento de licencias, sin la intervención de las ATDR como
sucede en la actualidad.
De otro lado, en relación con el segundo de los problemas identificados
cabe indicar que la Ley de Aguas se encuentra desfasada y no cuenta
con disposiciones que permitan garantizar un uso eficiente del agua en
el marco de proyectos de inversión en infraestructura, en particular en
CH. La ley de Aguas establece un orden de prelación en el uso de este
recurso, considerándose que el orden de preferencia es el siguiente: (i)
necesidades primarias y abastecimiento de la población; (ii) cría y
explotación de animales; (iii) agricultura; (iv) usos energéticos,
industriales y mineros; (v) otros usos. Este orden de prelación
mediatiza la relevancia de los proyectos de generación hidráulica,
asumiendo que el uso del recurso hídrico para dichos fines fuera
excluyente de los otros fines considerados, lo cual no es correcto.
Cabe indicar que recientemente se ha publicado un Decreto Legislativo
que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos112 y que establece
entre sus principios uno de prioridad en el acceso al agua, señalando
que el acceso para la satisfacción de necesidades primarias de la
persona humana es prioritario sobre cualquier otro uso. Al no
establecer esta norma disposiciones sobre los otros uso del agua,
111 Decreto Legislativo Nº 997, que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, publicado el 13 de marzo de 2008. 112 Decreto legislativo Nº1081, que crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos
199
puede entenderse que los mismos se encuentran en una situación de
paridad y ya no de preferencia como ocurría en la Ley General de
Aguas. De acuerdo con ello, puede considerarse que con la entrada en
vigencia de esta norma dicho riesgo ya ha sido superado.
No obstante que la regulación emtiida consistuye un avance
significativo, reuslta necesario que en la reglamentación de esta norma
se otorgue mayor seguridad jurídica a los distintos usos del agua.
Establecer un sistema de derechos de agua promueva la asignación
eficiente del recurso en bloques, garantizando su protección,
conservación y aprovechamiento eficiente, en el ámbito de cada cuenca
hidrográfica.
7.2.5 Solicitud de Garantías previas
7.2.5.1 Determinación de la asunción del riesgo
Todo el marco legal vigente, empezando por la Constitución y los
Tratados Internacionales suscritos por el Perú, está diseñado para
proteger la propiedad privada en general y para promover la inversión
privada sin discriminación. El artículo 58 de la Constitución Política del
Perú reconoce que la iniciativa privada es libre y que se ejerce en una
economía social de mercado; el artículo 59 señala que el Estado
garantiza la libertad de empresa; y el artículo 62 garantiza la libertad de
contratar, precisando éste último que los términos contractuales no
pueden ser modificados por ley. Por su parte, el artículo 63 de la
Constitución señala expresamente que la inversión nacional y extranjera
se sujetan a las mismas condiciones.
Todos estos principios constitucionales se desarrollan con precisión en
la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada (Decreto
Legislativo N° 757, publicado en el diario oficial El Peruano el 13 de
noviembre de 1991). Esta Ley reconoce la garantía de libre iniciativa
privada, el sistema de economía social de mercado y la obligación de
promover y vigilar la libre competencia. En particular, esta Ley señala
en su artículo 8 que el Estado garantiza la propiedad privada y en su
artículo 10 que el Estado garantiza el derecho de las empresas a
acordar libremente la distribución del íntegro de sus utilidades y el
derecho de los inversionistas a recibir la totalidad de las utilidades que
les corresponda. Además, esta Ley reconoce y desarrolla diversas
garantías constitucionales de aplicación general, tales como los
principios de legalidad y publicidad en materia tributaria, y; de
200
legalidad, simplicidad y transparencia en los procedimientos
administrativos.
Con la finalidad de complementar el marco jurídico para propiciar la
inversión privada y crear el adecuado clima para fomentar un mayor
flujo de inversiones extranjeras, se ha facilitado al inversionista el
acceso a mecanismos de carácter multilateral, bilateral e interno que
otorgan garantías y protección a su inversión.
En abril de 1991, el Congreso ratificó la suscripción del Acuerdo
Constitutivo de la Agencia Multilateral de Garantía a las Inversiones
(MIGA) del Banco Mundial; en la actualidad, importantes inversiones,
principalmente, en los sectores minero y financiero, se vienen
desarrollando al amparo de las coberturas extendidas por el MIGA.
Igualmente, el Perú ha ratificado la suscripción del Convenio
Constitutivo del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas
a Inversiones - CIADI, por lo que eventuales diferencias con el Estado,
en materia de inversiones, pueden ser sometidas a este tribunal
arbitral. En el plano bilateral, Perú ha suscrito convenios para la
promoción y protección de inversiones con 28 países de Europa, Asia y
América. En la actualidad, se continúa las negociaciones tendientes a
concretar la suscripción de estos convenios con 23 países más.
Con el mismo propósito, en diciembre de 1992, se suscribió el Convenio
Financiero sobre Incentivos a las Inversiones, con el Gobierno de los
Estados Unidos. De conformidad con dicho convenio, la Overseas
Private Investment Corporation (OPIC), viene emitiendo seguros,
reaseguros o garantías para cubrir inversiones norteamericanas en el
Perú. En cuanto a la resolución de conflictos con el Estado, se admite la
posibilidad de que estos sean dirimidos ante tribunales arbitrales, tanto
nacionales como extranjeros.
Finalmente, al amparo de la Constitución y de la Ley Marco para la
Inversión Privada, el Estado otorga garantías de estabilidad jurídica a
los inversionistas extranjeros y a las empresas en que ellos invierten,
mediante la suscripción de convenios que tienen carácter de contrato-
ley, y que se sujetan a las disposiciones generales sobre contratos
establecidas en el Código Civil. Con la suscripción de estos convenios, el
Estado garantiza al inversionista estabilidad en los regímenes de
contratación laboral, de promoción de exportaciones y del régimen del
Impuesto a la Renta.
De otro lado, el trato discriminatorio entre la inversión nacional y la
extranjera se encuentra prohibido en el Perú. Tanto la Constitución en
201
su artículo 63 como la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión
Privada y la Ley de Fomento y Garantías a la Inversión Extranjera
(Decreto Legislativo N° 662, publicado en el diario oficial El Peruano el
02 de setiembre de 1991), prohiben expresamente el trato diferenciado
entre capital nacional y extranjero. Los inversionistas extranjeros y las
empresas en las que éstos participan tienen los mismos derechos y
obligaciones que los inversionistas y empresas nacionales.
7.2.5.2 Administración del riesgo
En uso de las facultades conferidas por la Constitución Política, y al
amparo de la Ley de Fomento de la Inversión Extranjera (Decreto
Legislativo 662 de 1991) y de la Ley Marco de Crecimiento de la
Inversión Privada, el Estado otorga garantías de estabilidad jurídica a
los inversionistas extranjeros y a las empresas en que ellos invierten,
mediante la suscripción de convenios que tienen carácter de contrato-
ley, y que se sujetan a las disposiciones generales sobre contratos
establecidas en el Código Civil.
En los convenios de estabilidad jurídica se garantiza principalmente: el
tratamiento igualitario a los inversionistas extranjeros; la estabilidad del
Régimen de Impuesto a la Renta vigente al momento de suscripción del
convenio; y la estabilidad del Régimen de libre disponibilidad de divisas
y de remesa de utilidades, dividendos y regalías.
Específicamente, en virtud de la estabilidad del régimen tributario que
se garantiza, el inversionista extranjero no se verá afectado con una
tasa mayor que aquella considerada en el convenio correspondiente, de
manera tal que si el impuesto a la renta de cargo de la empresa
aumentara, se reducirá la tasa que afecte al inversionista extranjero en
la parte necesaria para permitir que la utilidad de la empresa, que
finalmente sea de libre disposición para él, sea por lo menos igual a la
garantizada.
7.2.6 Entrega de Servidumbres
7.2.6.1 Determinación de la asunción del riesgo
El establecimiento de servidumbres para la construcción de la
infraestructura de generación hidráulica trae aparejado el riesgo de
retraso en la puesta en operación comercial de la central. Como ya se
señaló en secciones previas, en el caso de los proyectos de mayor
envergadura, además de la dificultad de negociar y obtener las
202
servidumbres dentro del plazo requerido para el oportuno inicio de
operaciones comerciales, un problema de relevancia es que las
servidumbres sólo podían ser inscritas en la partida electrónica de la
concesión cuando éstas recaen sobre predios no inscritos, mientras que
si recaen sobre predios inscritos las servidumbres tenían que inscribirse
en la partida registral del predio y no podían inscribirse en la partida
electrónica de la concesión. Esta situación ocasionaba complicaciones
para efectos de garantizar el financiamiento. No obstante, este riesgo
ha sido recientemente levantado a través de una norma que ordena,
como era lógico, la inscripción de las servidumbre eléctricas reconocidas
o impuestas por el MEM en el Registro de Concesiones para la
Explotación de Servicios Públicos113.
Hay dos formas en la Ley de Concesiones Eléctricas de establecer una
servidumbre. Una convencional o no forzosa por acuerdo entre las
partes y otra forzosa. La forma convencional es por acuerdo directo
entre el concesionario y el propietario del predio. Esta indemnización se
fija por acuerdo de partes. A falta de acuerdo de partes la fija el
Ministerio de Energía y Minas a través de la valorización que efectúe
una institución especializada. De acuerdo al artículo 111 de la Ley de
Concesiones Eléctricas el imponer la servidumbre con carácter forzoso
así como modificar las establecidas es atribución del Ministerio de
Energía y Minas.
Para dilucidar quien asume el riesgo en cuanto a la Entrega de
Servidumbres, veremos brevemente los Derechos del Concesionario y
los del Propietario del Predio Sirviente:
Derechos del Propietarios del Predio Sirviente
La legislación ha optado para el caso de actividades eléctricas no por la
expropiación, sino por un derecho de servidumbre que coexiste con el
del propietario. Se establece así, que el titular de la servidumbre debe
compensar por el daño que causa al titular del predio la servidumbre.
Derechos del Concesionario
La servidumbre es un derecho real que se impone sobre un predio. A
través de la imposición de este derecho real se limita los derechos que
sobre el mismo tiene el propietario. El propietario sigue siéndolo pero
sujeto a las limitaciones que le impone la servidumbre que se le ha
113 Decreto Supremo 002-2008-JUS, Disponen inscripción de servidumbres eléctricas en el Registro de concesiones para la Explotación de Servicios Públicos (publicado el 26 de enero de 2008).
203
impuesto. Por lo tanto, ya que las dos partes involucradas tienen estos
derechos, las mismas también asumen riesgos.
7.2.6.2 Administración del riesgo
Para el caso de los proyectos de generación hidráulica más pequeños el
riesgo más notable vinculado con la imposición de servidumbres estaba
relacionado con la imposibilidad de que los proyectos de capacidades
menores a 20 MW obtuviesen la imposición de servidumbres. Estos
proyectos deben obtener una autorización y este tipo de título
habilitante no otorga el derecho de solicitar la imposición de
servidumbres, por lo que las mismas deben ser necesariamente
negociadas. Como consecuencia de ello, los titulares de los predios en
los que se ubican las fuentes de recursos hídricos quedaban en
situación privilegiada para actuar de manera oportunista y plantear
exigencias excesivas para permitir una servidumbre, ocasionando en
algunos casos la virtual “captura” de los proyectos.
Este último riesgo tenía que ser asumido por el desarrollador del
proyecto y no puede ser administrado por vías privadas, salvo que se
admitan las exigencias de los titulares de los predios, por más onerosas
que ellas sean, debiendo incorporarse como un costo más del proyecto.
Al respecto, se planteó como propuesta para administrar este riesgo de
manera más simple y evitando mayores costos de transacción es
contemplar en las normas correspondientes que los titulares de
autorizaciones también pueden solicitar la imposición de servidumbres.
Sin embargo, este aspecto ha sido solucionado a través de una reciente
modificación normativa114 mediante la cual se dispuso que la actividad
de generación de energía eléctrica que utilice recursos hidraúlicos con
una potencia instalada mayor de 500 kw requiere concesión
definitiva.De acuerdo con ello, al reducirse el umbral establecido de
potencia instalada para solicitar concesión, todos los proyectos de
generación hidráulica, incluso los más pequeños, podrán solicitar dicho
titulo habilitante, que faculta al otorgamiento de servidumbres a favor
de los desarrolladores de los proyectos.
Una manera de administrar el riesgo para el propietario del predio
sirviente es cuando el Ministerio de Energía y Minas a pedido de parte
o de oficio lleva a cabo la declaración de extinción de una servidumbre.
Cabe declarar la extinción de una servidumbre cuando:
114 Decreto Legislativo Nº 1002, Decreto Legislativo de Promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables, publicado en el Diario Oficial el Peruano el 02 de mayo de 2008.
204
• El concesionario no lleve a cabo las instalaciones u obras
respectivas dentro del plazo señalado al imponerse la misma.
• El propietario conductor del predio sirviente demuestre que la
servidumbre permanece sin uso por más de doce meses
consecutivos.
• Se destine la servidumbre a fin distinto para el cual se solicitó.
• Se dé término a la finalidad para la cual se constituyó la
servidumbre.
Por otro lado, el Concesionario mitiga el riesgo al encargarse de
preservar las fajas de servidumbre, contando para ello con personal
técnico calificado para mantener las mismas libres de construcciones
y/o invasiones, además de mantener las plantaciones respetando las
distancias de seguridad. Para lograr esto se están desarrollando las
siguientes actividades:
• Charlas informativas y difusión de mensajes radiales a
comunidades de la zona de influencia.
• Publicación de mensajes en medios de circulación escritos.
• Reparto de calendarios ilustrados, trípticos y cuadernos con
mensajes sobre servidumbres y medio ambiente.
• Colocación de carteles preventivos.
• Programas de preservación de la faja de servidumbre a través
de proyectos generadores de renta como por ejemplo Bio
Huertos.
7.3 Administración del Riesgo Constructivo
7.3.1 Incumplimiento de la fecha en la terminación de la obra.
Consecuencia de los retrasos en los trabajos programados por parte del
constructor, problemas con las comunidades o algún otro, la fecha de
terminación de la obra es prorrogada.
7.3.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo es asumido por el inversionista, las consecuencias directas son
que la central no estará lista para operar en la fecha programada y no
podrá asumir los compromisos de abastecimiento a clientes con los
cuales tiene obligaciones contractuales mediante PPAs o TOP; además
deberá de asumir las penalidades y otros costos de renegociación de los
contratos.
205
7.3.1.2 Administración del riesgo
Para mitigar este riesgo el inversionista debería optar por celebrar
contratos de llave en mano con el constructor, si bien es cierto, esto no
elimina el pago de penalidades por incumplimiento de abastecimiento
de energía en la fecha planeada a los clientes, si ayuda a atenuar en
parte las pérdidas causadas al inversionista producto de los
incumplimientos y de la postergación en la generación de ingresos.
7.3.2 Abandono de la obra.
Es el riesgo en el que el constructor abandone la obra y la deje inconclusa. Este
es el mas peligroso de todos los riesgos, porque obliga al inversionista a
contratar otro constructor, establecer nuevos términos contractuales, retrasar la
fecha de inicio de operaciones y consecuentemente incumplir los plazos de
abastecimiento de energía celebrados mediante PPA o TOP.
7.3.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo es íntegramente asumido por el inversionista, el mismo que
afrontará los sobrecostos de celebración de nuevos contratos PPA o
TOP, penalidades con los clientes, búsqueda de un nuevo constructor y
la realización de nuevos términos contractuales, además de postergar la
generación de caja para la central hidroeléctrica.
7.3.2.2 Administración del riesgo
El riesgo puede ser disminuido, mas no eliminado. De este modo, se
deberían establecer penalidades y garantías en los contratos por
abandono de obra, además de exigir a la constructora garantías y
cartas fianza con la finalidad de reducir las pérdidas económicas que
ocasionarían el abandono de obra.
7.3.3 Incremento imprevisto de las inversiones.
El incremento de las inversiones o escalamiento del presupuesto se da por
aumentos en los costos de construcción y en el precio de los bienes de capital.
7.3.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo es asumido por el inversionista, no obstante él puede trasladar
este riesgo.
206
7.3.3.2 Administración del riesgo
Con la finalidad de mitigar el riesgo el inversionista puede celebrar
contratos de compras a futuro para la adquisición de maquinaria con lo
cual se cubre del riesgo de variación de precios para los bienes de
capital; no obstante, estaría pagando una prima por encima del precio
actual. En el caso de la construcción, este riesgo puede trasladarlo
directamente al constructor mediante la celebración de contratos por
costos unitarios lo que mitigaría ese riesgo.
7.3.4 Mal diseño de la planta.
El mal diseño de la planta afectará la rentabilidad del proyecto hasta un punto
en que el inversionista pueda hacerle frente. Lo que traerá consigo costos
adicionales a los previstos en estudios anteriores, retrasos en la culminación de
obras y puesta en marcha de la planta e incluso el abandono total del proyecto
en caso el inversionista no pueda hacer frente al costo asociado.
7.3.4.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo es asumido íntegramente por el inversionista quien se verá
obligado a encontrar mecanismos que coadyuven a disminuir el riesgo,
ya que la materialización de este riesgo implica, rediseñar la planta,
utilizar otro tipo de maquinaria, modificar los PPAs, y retrasar la
generación de ingresos del negocio.
7.3.4.2 Administración del riesgo
El diseño de planta es una labor muy compleja realizada por compañías
especializadas. Una empresa de este tipo no estaría dispuesta asumir
los riesgos de un mal diseño, por lo que el inversionista asumiría el
riesgo materializado en perdidas económicas del inversionista por las
razones planteadas anteriormente, no obstante, el inversionista puede
recurrir a empresas reconocidas de nivel internacional, que tengan
experiencia en operaciones similares con el fin de mitigar en algo el
riesgo.
7.3.5 Represamiento.
Esta etapa implica la mayor inversión dentro de la implementación de una
central hidroeléctrica, con esta se logra un adecuado nivel de agua para
producir energía en los momentos en que la demanda lo requiera.
207
7.3.5.1 Determinación de la asunción del riesgo
Los mayores riesgos en esta etapa son lo relacionados con la geología
predominante en la zona de construcción y que estarán asociados a
mayores costos de construcción, producto de la diferencia entre los
resultados del estudio de suelos y las condiciones encontradas en el
suelo dentro del proceso de construcción. El riesgo es asumido en este
caso por el inversionista y el constructor.
7.3.5.2 Administración del riesgo
Con la finalidad de atenuar en algo el riesgo se debería contratar una
empresa especializada en los estudios de suelos con amplia experiencia
en el sector además de incluir un margen de seguridad en los costos de
construcción de la represa.
7.3.6 Derivación
Se utiliza para conducir el agua desde la presa o cauce hacia las turbinas de la
central.
7.3.6.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo es asumido por el inversionista, debido a que el constructor no
está dispuesto a asumir este tipo de riesgo por lo que el costo de
asumirlo es muy elevado.
7.3.6.2 Administración del riesgo
La administración del riesgo resulta poco manejable, no obstante, se
pueden reducir contratándose empresas especializadas y con amplia
experiencia en el sector que garanticen, en base a sus trabajos previos,
las condiciones que se encontrarán durante la etapa de construcción del
canal de derivación. A esto se puede adicionar un margen de seguridad
por el riesgo de que las condiciones sean menos favorables e impliquen
un mayor costo, a las encontradas en el estudio geológico.
7.3.7 Túnel
7.3.7.1 Determinación de la asunción del riesgo
El inversionista asume un gran riesgo en la construcción del túnel, ya
que por más que se hayan hecho las perforaciones y toma de muestras
para determinar las posibles condiciones del suelo y la geología esto no
puede ser extendido a los 20 km. de longitud aproximada que tienen
208
los túneles. Además, el estudio geológico involucra de dos a tres
perforaciones en los tres primeros kilómetros del túnel por lo elevado
de los costos de cada perforación.
7.3.7.2 Administración del riesgo
El riesgo no puede ser eliminado ni trasladado al constructor debido a
que este no está dispuesto a asumir los mayores costos de construcción
a los planificados en base a los resultados del estudio geológico. Lo que
puede hacer el inversionista, para atenuar el riesgo, es recurrir a
empresas de reconocido prestigio y con amplia experiencia en este tipo
de estudio; además, de aplicar un margen de seguridad a los costos de
construcción del túnel.
7.4 Administración del Riesgo Regulatorio
7.4.1 Riesgo por Preferencias para Inversión en Determinadas Fuentes de
Generación
7.4.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
Como se ha descrito previamente la decisión gubernamental de
desarrollar un mercado para el gas natural, manifestada en decisiones
de política de concesiones que limitaron la entrada de nuevos proyectos
de generación hidráulica y, en particular, a través de incentivos creados
vía medidas regulatorias en materia de tarifas, de carácter fiscal, de
simplificación administrativa, entre otras, para impulsar la
implementación de proyectos de generación térmica, produce un claro
riesgo para los proyectos de inversión en CH. Ello en tanto que
cualquier desarrollador de proyectos de esta naturaleza debe tener en
cuenta que la preferencia por un tipo de generación eléctrica puede dar
lugar a que se modifiquen las reglas existentes o que se introduzcan
nuevas medidas promotoras de fuentes de generación alternativas.
El riesgo identificado debe ser asumido directamente por los
inversionistas interesados en del desarrollo de proyectos de CH, en
tanto que el origen de este riesgo es de orden legal de modo que no se
encuentre bajo el control de los referidos inversionistas ni puede ser
administrado de forma de trasladar dicho riesgo por ejemplo a los
clientes.
209
7.4.1.2 Administración del riesgo
Si bien en este caso aparentemente el riesgo identificado ya no sería
tan notorio, por ejemplo en el sentido de que ya no se han vuelto a
presentar medidas regulatorias para suspender o limitar la posibilidad
de entrada de proyectos de generación hidráulica, se mantiene latente
la posibilidad de que a través de decisiones estatales se continúe
privilegiando una determinada fuente de generación eléctrica, con lo
cual las CH siempre se encuentran expuestas a tener que competir con
rivales que han logrado ventajas derivadas del marco legal y no
únicamente de una mayor eficiencia.
Sólo a manera de ejemplo de lo anterior, puede señalarse que en el
transcurso de la elaboración de la presente consultoría se ha tomado
conocimiento de la existencia de una reciente propuesta normativa
destinada a generar incentivos para centrales térmicas de ciclo
combinado. En este caso se plantea la creación del pago de un
sobreprecio para la energía producida por dichas centrales que sería
financiado con ingresos provenientes de un cargo de las mismas
características de la GRP otorgada en el marco del proyecto de Red
Principal para el transporte del gas natural de Camisea. En tal sentido,
esta propuesta normativa crearía un incentivo adicional para la
inversión en generación térmica a través de un subsidio financiado por
un cargo trasladable finalmente a la demanda pero que, al igual como
sucede con la GRP según se ha explicado previamente, afectaría
únicamente a las CH con un menor ingreso por ser las centrales de
base que despachan previamente a las centrales térmicas a gas natural.
Con esto se repetiría un esquema de subsidios que termina alterando el
esquema de negocio de las CH y reduciendo artificialmente sus ingresos
proyectados.
En tal sentido, el riesgo por la preferencia e incentivos otorgados a
fuentes de generación térmicas a gas natural se hace manifiesto y,
como se ha mencionado, debe ser asumido por los inversionistas en CH
y no puede ser administrado a través de mecanismos privados para
trasladar dicho riesgo a otros agentes. Consecuentemente, en este caso
la única opción para controlar este riesgo es que se evite continuar
emitiendo normas que benefician artificialmente a un tipo de proyectos
de generación y que, como en el caso de la propuesta antes
comentada, tienen además un carácter expropiatorio de ingresos para
las CH.
210
7.4.2 Riesgos por Limitaciones Legales que Dificultan la Optimización del Factor de
Utilización de las Centrales Hidroeléctricas
7.4.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
Tal como se ha explicado, las normas existentes para garantizar el
adecuado uso de los recursos naturales y la protección de zonas de
características especiales hacen más complicada la operación eficiente
de proyectos de inversión en CH, al impedir o dificultar la construcción
de reservorios de agua que les permitan regular los embalses y tener
mayor disponibilidad del recurso hídrico en los períodos en que la
producción e inyección de energía en el SEIN es más rentable. Sin
embargo, las normas medioambientales y de uso del agua otorgan
amplias posibilidades para declarar áreas naturales protegidas o zonas
de protección de aguas en función de razones de interés cultural,
paisajístico y científico o más genéricamente del interés social. Incluso,
en determinados casos la decisión administrativa que limita las opciones
de regulación de cuencas para las CH tienen carácter definitivo, como
sucede con la declaración de áreas naturales protegidas.
Dada la gran dependencia de las CH respecto del agua, la regulación de
cuencas podría ser la mejor forma de optimizar el factor de utilización
de unidades de generación, reduciendo ese nivel de dependencia frente
a la disponibilidad de agua. De esta forma, las CH podrían ofrecer
mayor confiabilidad en el suministro continuo a sus clientes. Sin
embargo, dadas las limitaciones legales existentes, las CH deben
enfrentar el riesgo de no poder organizar sus procesos productivos a
través de la regulación de cuencas y tener que dejar de producir ante la
ausencia de agua.
7.4.2.2 Administración del riesgo
Este riesgo se administra actualmente a través de los mecanismos de
compensación del COES, pues si las CH tienen contratos por volúmenes
de energía mayores a los que producen con el recurso hídrico al que
tienen acceso, deben acudir al mercado spot para cubrir sus déficits de
producción de modo que sus clientes no queden desabastecidos. En tal
sentido, el mencionado riesgo es asumido por las CH y se traduce en el
mayor precio de la energía que debe adquirir en el mercado spot.
Sin perjuicio de lo anterior y dado que la regulación de cuencas puede
dar lugar a la optimización del factor de utilización de infraestrcuturas
de generación ya existentes, es decir, a la producción de energía
211
eléctrico de modo más eficiente, corresponde evaluar si el riesgo en
cuestión puede ser administrado a través de otras vías, como por
ejemplo, la intervención regulatoria.
Sobre el particular, existen opciones regulatorias que resultarían
complementarias para facilitar una mejor regulación de cuencas. De un
lado, resulta de importancia que se flexibilicen las limitaciones para el
uso de aguas y se facilite la utilización del recurso hídrico para fines
energéticos. Al respecto, debe tenerse en cuenta que la implementación
de proyectos de generación hidráulica es de clara utilidad pública y
además soporta el mayor desarrollo del país. Más aún, el uso del agua
para fines energéticos no es excluyente de otros usos que puedan
darse a este recurso, pues la generación hidráulica no consume el agua
sino que utiliza su capacidad productora de energía. En tal sentido, los
proyectos de generación hidráulica y la regulación de los embaslses no
afectan la preservación del agua.
Asimismo, en cuanto a las regulaciones medioambientales, las mismas
también pueden ser revisadas para definir criterios objetivos y más
específicos para calificar zonas reservadas, de modo que siempre quepa
la opción de admitir proyectos, como los de represameinto o embalse,
cuyas ventajas comparativas superan los potenciales efectos negativos,
por ejemplo, sobre el paisaje.
De otro lado, dado que los embalses pueden beneficiar a varios agentes
distintos a quien desarrolló la obra (todos aquellos usuarios de agua
que se encuentren aguas abajo), existe la posibilidad de que los
terceros busquen beneficiarse gratuitamente de la inversión y esfuerzos
de los concesionarios de CH. Por ello, una opción regulatoria
complementaria a lo antes comentado es que emitan normas que
permitan evitar ese comportamiento de “free rider”. Para tales efectos
pueden considerarse esquemas como:
• Otorgar a quien construya el embalse el derecho de cobrar un
cargo por uso de las aguas del embalse para fines
agroindustriales, energéticos u otros según la actividad del
tercero beneficiario.
• Licitar proyectos de construcción y administración de embalses
para que cualquier tercero independiente se dedique a esa
actividad cobrando un canon a las empresas usuarias del agua,
ya sea agroindustriales, generadoras eléctricas u otras.
La aplicación conjunta de estas medidas puede ser un importante
mecanismo de promoción de CH, pues permitiría a los inversionistas
212
optimizar el factor de uso de la infraestructura que construyan,
permitiéndoles salir al mercado a ofrecer un producto con mayor nivel
de confiabilidad de suministro y, además, controlaría de manera
efectiva la aparición de free riders en el aprovechamiento del recurso
hídrico.
Adicionalmente, a lo anterior, y con la finalidad de evitar que la
creación de embalses pueda perjudicar a otros usuarios del recurso
hidrico, se sugiere establecer como condición, en el marco del
desarrollo de este tipo de proyectos, que se prevea la obligación de los
ejecutores de los proyectos de crear represamientos especiales.Con ese
mismo proposito, las autoridades competentes debería exigir a los
desarroladores de los proyectos que incluyan en sus Estudios de
Impacto Ambiental, especrficamente en la sección de Remediación,
medidas específicas para superar los potenciales perjuicios de la
creación de estos embalses sobre otros usuarios del recurso hídrico.
7.4.3 Riesgos por la Administración de la Tarifas Reguladas
7.4.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo derivado de la administración de tarifas reguladas se
encuentra relacionado con la afectación de las proyecciones de retorno
de la inversión efectuada por los desarrolladores de proyectos de
generación hidráulica. Como se sabe dado que los proyectos de CH
requieren ser implementados donde se encuentra el recurso hídrico
suponen un elevado componente de costos hundidos específicos que a
su vez presentan elevados costos de salida del mercado. En efecto, a
diferencia de lo que ocurre, por ejemplo, con las inversiones en
centrales de generación térmica que se componen de activos fácilmente
trasladables, las CH no permiten su rápida desmantelación e indistinto
traslado a otro lugar. Consecuentemente, este tipo de proyectos exige
que se pueda garantizar un flujo de retornos de la inversión estable y
garantizado, a fin de obtener el financiamiento requerido en términos
aceptables en el mercado.
Las fuentes de retorno de la inversión en el caso de las CH son
principalmente el pago de las tarifas por el suministro de energía a
distribuidores para la atención de la demanda de los usuarios regulados
y el pago de las remuneraciones pactadas en los PPA o TOP con los
usuarios libres. Mientras los precios del suministro a usuarios libres se
encuentran bajo el control de las empresas generadoras en tanto que
213
son fruto de la negociación y de las condiciones de mercado, los precios
del suministro a distribuidores para la demanda de usuarios regulados
se encuentran bajo el control del regulador.
Consecuentemente, la administración de las tarifas reguladas puede dar
lugar a riesgos para los desarrolladores de proyectos de generación
hidráulica si es que no ofrecen la garantía de flujos estables de retorno
de la inversión. Como se ha comentado previamente se ha presentado
casos en que las tarifas reguladas han sido administradas sin criterios
únicos produciéndose insuficiente certeza sobre las remuneraciones que
se percibirían en el futuro. Si bien se ha reducido las capacidades
discrecionales en la administración de las tarifas reguladas, al
establecerse diversos criterios y reglas de procedimiento específicas,
estas tarifas han seguido siendo un factor de riesgo para las empresas
generadoras. Muestra de ello ha sido la aparición de los retiros sin
contrato como producto de la decisión de las generadoras de no
renovar contratos de suministro con las distribuidoras por el poco
atractivo de las tarifas en barra fijadas por el regulador. Más aún, como
consecuencia de esta situación se ha tenido que modificar de manera
sustancial el sistema de fijación de precios para este tipo de suministros
mediante la Ley 28832, recurriéndose a esquemas de competencia por
el mercado a través de licitaciones.
7.4.3.2 Administración del riesgo
Lo descrito anteriormente muestra que la administración de las tarifas
en barra sigue representando un riesgo para los desarrolladores de
proyectos de CH. Este riesgo debe se asumido por las empresas
concesionarias y dado que responde a una decisión regulatoria no
puede ser administrado por vías privadas o contractuales. Por ello fue
necesaria la intervención regulatoria antes indicada, es decir, la emisión
de la Ley 28832 y el correspondiente Reglamento de Licitaciones para
efectos de definir un nuevo esquema de fijación de precios basado en
la mejor oferta presentada en los procesos de licitación que llevarán
adelante las empresas distribuidoras según lo disponen dichas normas.
En este sentido, pueden proponerse algunas medidas adicionales que
faciliten la entrada de CH en el contexto de las reglas de suministro a
distribuidoras a través de licitaciones.
214
7.4.4 Menores ingresos para las Centrales Hidroeléctricas por aplicación de la
Garantía por Red Principal
7.4.4.1 Determinación de la asunción del riesgo
En este caso el riesgo generado es un menor ingreso en el precio spot
de energía para las CH por los MW hora vendidos durante el período de
la programación del despacho del SEIN en que inyectan energía las CT
a gas natural, pues en dicho período el precio spot al que se vende la
energía hidráulica viene determinado por costos marginales reducidos
en proporción al subsidio de la GRP.
El riesgo por los menores ingresos del precio spot en dichos períodos
debe ser asumido directamente por las CH. Este riesgo no puede ser
trasladado a los usuarios regulados vía la tarifa.
7.4.4.2 Administración del riesgo
En la práctica el generador hidráulico tendría que incrementar el valor
de su oferta en las licitaciones para el suministro a los distribuidores
proporcionalmente al menor ingreso percibido. Por su parte, el ente
regulador no reconocería ese menor ingreso como un costo adicional
para fijar el precio base para las licitaciones.
En el caso de los usuarios libres existe la posibilidad de que el
generador introduzca en los PPAs que suscriba una cláusula mediante la
cual traslade el pago de la GRP al usuario libre, para compensar así el
menor ingreso percibido a través del precio spot. No obstante, la
probabilidad de que los usuarios libres acepten sin reparos el traslado
de la GRP en la negociación contractual no es tan clara, aunque puede
mencionarse que algunos PPA incluyen cláusulas generales sobre
traslado al cliente de aquellos nuevos cargos o conceptos que
introduzca la regulación y que incidan sobre el suministro contratado.
Bajo este supuesto, debe tenerse en cuenta que la negociación del
traslado de la GRP al cliente puede ser compleja, pues involucraría
definir parámetros adecuados para que dicho traslado compense
específicamente el menor ingreso durante el período de despacho de
las CT a gas natural.
Considerando lo anterior, una forma de administrar el riesgo derivado
de la GRP es a través de la intervención regulatoria. En este ámbito
existen cuando menos dos opciones. La primera, más simple y directa,
es la eliminación de la GRP a fin de evitar los efectos colaterales que
produce en el mercado eléctrico (subsidio para el grupo de generadores
215
que producen con gas natural y menor ingreso para las CH en los
precios spot fijados a costos marginales de CT a gas natural). No
obstante, esta medida tendría como desventaja que eliminaría el
incentivo de ingresos garantizados previsto para la empresa
transportista del gas de Camisea y, eventualmente, podría ser
cuestionada por la empresa concesionaria del transporte del gas de
Camisea por vulneración de su Contrato de Concesión.
La segunda opción es que la GRP pase de ser un costo fijo para todas
las generadoras a través del cargo “estampilla” que se suma al Peaje de
Conexión al SPT, a ser un costo variable más para todas las
generadoras, a través de un monto adicional que se sume de forma
proporcional y prorrateada al precio spot de toda la energía vendida en
el SEIN. A través de esta medida se eliminaría el riesgo que
actualmente perjudica exclusivamente a las CH, aunque se traduciría en
un mayor precio spot que sería asumido por la demanda.
7.4.5 Variación Regulatoria que Incrementa los Riesgos de las CH
7.4.5.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de variación regulatoria se manifiesta en la constante
modificación de reglas que se produce en el sector eléctrico y que ha
sido evidenciada con los ejemplos de cambios regulatorios más
recientemente introducidos, como son las nuevas reglas establecidas
para la asignación de retiros sin respaldo contractual por parte del
COES, originados como se ha explicado por la negativa de las empresas
generadoras de renovar contratos de suministro con las empresas
distribuidoras a los precios regulados que no son considerados
rentables por las generadoras. Asimismo, los cambios normativos
introducidos para enfrentar los problemas de congestión de las líneas
de transmisión, la cual tiene su origen en la falta de incentivos a la
inversión en infraestructuras de transmisión eléctrica, ocasionada por
las señales dadas a través de la administración de las tarifas
transmisión. Este riesgo es asumido por los promotores y/o
inversionistas de los proyectos de centrales hidroeléctricas.
7.4.5.2 Administración del riesgo
En tal sentido, la variación regulatoria se produce en muchos casos
para neutralizar o controlar situaciones ocasionados a su vez por otras
decisiones regulatorias, como por ejemplo las de fijación tarifaria, que
216
ofrecen insuficientes incentivos para la inversión. Adicionalmente, la
variación regulatoria envía también señales al mercado que finalmente
conllevan la probabilidad de cambio intempestivo de reglas. De esta
manera, se produce un riesgo considerable para los inversionistas en
empresas de generación eléctrica en general, y para las CH en
particular por tratarse, como ya se ha comentado, de inversiones
hundidas específicas con períodos de recuperación bastante largos y
además elevados costos de salida del mercado, que por ende requieren
períodos de estabilidad normativa más largos que por ejemplo los
proyectos de generación térmica a fin de realizar adecuadas
proyecciones de retorno de dichas inversiones.
Este riesgo también debe ser asumido por los concesionarios de
generación hidráulica y si bien en algunos casos existe la posibilidad de
administrar el riesgo vía el traslado de responsabilidad en los PPAs
suscritos, ello no es viable en todos los casos. En efecto, en
determinados casos los generadores establecen cláusulas por las cuales
los sobrecostos para el suministrador derivados de decisiones de las
autoridades del sector o de la intervención regulatoria son trasladados
al cliente. No obstante, la opción de que este tipo de cláusulas puedan
ser incluidas en los contratos con distribuidoras como producto de las
licitaciones es poco probable.
7.4.6 Riesgo por Estabilidad del Marco Legal Aplicable a las Inversiones en
Generación
7.4.6.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo identificado en esta materia para la inversión en CH es el
derivado de la variación del marco legal, que puede traer como
consecuencia la modificación de las reglas y estándares establecidos en
el momento de celebración del contrato. Este riesgo debe ser asumido
directamente por las empresas que cuentan con concesiones de
generación sin que exista en principio posibilidad de ser trasladado a
través de mecanismos contractuales. Adicionalmente, si se observa la
intensidad de la intervención estatal en este sector a través de la
emisión de regulación, se advierte que el riesgo de no contar con
reglas predecibles podría llegar a ser significativo y determinante en la
decisión de un proyecto de inversión que tiene además perspectivas de
largo plazo.
217
7.4.6.2 Administración del riesgo
En este contexto, una forma de administrar estos riesgos puede ser la
suscripción de contratos ley con los concesionarios de CH a fin de
neutralizar su exposición a la modificación del marco normativo. Como
se ha señalado, la facultad de suscribir este tipo de contratos se
encuentra contemplada en el marco legal para otorgar mayores
garantías a la inversión privada (artículo 62 de la Constitución Política,
artículo 1357 del Código Civil y Ley 26438).
7.5 Administración del Riesgo Monetario y Financiero
7.5.1 Tasa de interés
7.5.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
Respecto al riesgo al que se podria ver afectado las inversiones en el
sector eléctrico, de subida de tasas de interés, es el mismo que
afectaría a todos los sectores económicos del país; sin embargo, la
estabilidad de la economia del pais, así como el crecimiento sostenido
permiten a las empresas a estar preparadas frente a estos fenómenos.
Los inversionistas deberán considerar dentro de sus flujos los efectos
de estos riesgos.
7.5.1.2 Administración del riesgo
Para poder administrar el riesgo de tasas de interés, los inversionistas
deberán usar algunos instrumentos financieros como los swap de tipos
de interés; por el cual, una parte de la transacción se compromete a
pagar a la otra parte un tipo de interés fijado por adelantado sobre un
nominal también fijado por adelantado, y la segunda parte se
compromete a pagar a la primera un tipo de interés variable sobre el
mismo nominal. El único intercambio que se realiza son los pagos de
interés del capital, al tiempo que los pagos correspondientes a los
capitales no participan en la transacción. Asumiendo estos instrumentos
financieros, las empresas podrán proyectar de mejor manera sus
ingresos y obligaciones.
7.5.2 Inflación
7.5.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de inflación en cualquier tipo de economía va estar latente y
este se va a dar en función a las políticas económicas de los gobiernos
218
y al desarrollo o caída de los sectores productivos. En tal sentido este
riesgo debe ser absorvido por el sector eléctrico. La responsabilidad de
un gobierno será la de dar las condiciones necesarias para que los
agentes o actores económicos desarrollen sus actividades con medidas
económicas razonables y justas que fortalezcan el libre mercado del
país.
7.5.2.2 Administración del riesgo
La economía peruana dejó ser hace mucho tiempo una economía
inflacionaria, en tal sentido para administrar el riesgo se debe
considerar las variaciones de la inflación en la fijación de los precios de
energía acorde a la inflación y establecer dentro de los flujos
financieros la forma de ajustar las partidas no monetarias con el fin de
sincerar los estados financieros, al final de los periodos económicos.
7.5.3 Tipo de cambio
7.5.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de tipo de cambio debe ser asumido por los inversionistas, ya
que estos fenómenos son parte de las reglas del libre mercado que
afecta de igual manera a todos los sectores económicos del país.
7.5.3.2 Administración del riesgo
Para poder menguar el riesgo de tipo de cambio, la empresa
generadora de acuerdo a las obligaciones que tenga, producto de
financimiento, deberá planificar a nivel de proyeccciones de flujos, este
impacto. Podrá utilizar instrumentos financieros como son los Swaps de
monedas; este instrumento es una variante del swap de tipo de interés,
en que el nominal sobre el que se paga el tipo de interés fijo y el
nominal sobre el que se paga el tipo de interés variable son de dos
monedas distintas. La forma tradicional del swap de tipo de cambio,
generalmente denota una combinación de una compra (venta) en el
mercado al contado “spot” y una venta (compra) compensatoria para la
misma parte en el mercado a plazo “forward”, pero este puede a veces
referirse a transacciones compensatorias a diferentes vencimientos o
combinaciones de ambos.
219
7.6 Adminsitración del Riesgo Político y Riesgo País
7.6.1 Oposición y/o intromisión de los gobiernos locales, regionales y de la
comunidad
7.6.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de intervención de Oposición y/o intromisión de los gobiernos
locales, regionales y de la comunidad existe en el desarrollo de
inversiones de este sector, el cual debe ser asumido por el Estado
Peruano por ser el ente promotor de la inversion privada. Sin embargo,
una mala gestión de parte de las empresas o afectación a la comunidad
desencadenará, seguramente, en problemas sociales. Por tal razón, un
adecuado manejo medioambiental y un adecuado desarrollo
comunitario sostenible propugnará en buenas relaciones de la empresa
privada con la comunidad y por ende los gobiernos locales y regionales.
7.6.1.2 Administración del riesgo
Las empresas deben de crear oficinas o áreas que permitan alternar sus
operaciones con las necesidades de la comunidad, para que las
inversiones y desarrollo de infraestrucutura en este sector no afecte a
la comunidad.
En el desarrollo de concesiones se establecen compensaciones para los
inversionistas cuando las demoras en el desarrollo de una obra o
paralización de operaciones se deban a estas causas; otra forma de
administrar el riesgo es con la compra de seguros internacionales.
7.6.2 Intervención del Estado (estatización)
7.6.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
El riesgo de intervención gubernamental debe ser asumido por los
inversionistas del sector en vista que no es una decisión de éstos la
elección de los gobernantes de un país.
7.6.2.2 Administración del riesgo
Los riesgos de intervención existen, la forma de administrarlos es con la
firma de convenios de estabilidad jurídica y tributaria con los
inversionistas. Los gobernantes deben de buscar que los partidos
políticos asuman una misma agenda de desarrollo económico con el
respeto e independencia a la política económica establecida. Tal como
se ha dado en los últimos tres gobiernos y el presente que, aún
220
teniendo diferencias en el manejo social, ha mantenido la política de
libre mercado y el no intervencionismo en fijación de tasas, tipos de
cambio y fijación de precios en la canasta familiar.
Otra forma de administrar y mitigar el riesgo de los inversionistas es
con la compra de seguros internacionales contra intervención de
gobiernos, estos seguros son muy costosos, así que la decisión de
compra afectará los flujo de las empresas.
7.6.3 Riesgo País
7.6.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
Es un riesgo que asumen todos los inversionistas al depositar sus
capitales e invertirlos en los sectores industriales del país. Este riesgo lo
asumen todos los inversionistas, nacionales o extranjeros.
7.6.3.2 Administración del riesgo
En el caso del Perú el gobierno será el encargado de desarrollar los
mecanismos necesarios que den confiabilidad al sistema financiero
internacional y a los inversionistas internacionales, con políticas
gubernamentales orientadas a la recaudación fiscal, Poder judicial,
reducción de la pobreza y al fortalecimeinto de los partidos políticos
organizados.
Otra forma de administración del riesgo país es con la firma de
convenios de estabilidad jurídica y tributaria; dicho marco legal ya se
encuentra estructurado y establecido en nuestro país para la promoción
de la inversiones.
7.7 Administración del Riesgo Operativo
7.7.1 Saturación de las redes de transmisión
La situación actual de las redes de transmisión que conectan a las zonas norte y
sur del sistema interconectado nacional ha despertado una gran preocupación,
en los actores, por la operatividad económica del sistema eléctrico. Para la
mantención de un sistema económico óptimo es necesario que, junto con el
desarrollo de centrales de generación, se inviertan en sistemas de transmisión
que permitan transportar la energía producida por las centrales más
económicas del sistema.
La falta de inversión en los sistemas de transmisión (principal y secundario) y el
incremento constante de la demanda en los últimos años han ocasionado que
221
las líneas de transmisión Chimbote-Paramonga (norte) y Mantaro-Socabaya
(sur) se encuentren saturadas, trabajando a su máxima capacidad. La falta de
inversión en las líneas principales de transmisión se reflejan en el siguiente
cuadro, en el que se muestra los kilómetros por cada clase de línea.
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Respecto al año 2006, las líneas principales de transmisión NO tuvieron
incremento en la longitud de las líneas, permaneciendo en 2 510 kilómetros de
línea. Las líneas secundarias de transmisión se incrementaron en 24 kilómetros.
7.7.1.1 Determinación de la asunción del riesgo
La saturación en las redes de transmisión ha provocado la dación de
normas de urgencia que permitan, de alguna manera, disminuir el
impacto del sobrecosto en el sistema. Específicamente, el DU N°046-
2007 permite que se realicen despachos fuera del orden de mérito de
costos variables y que los costos variables de dichas unidades (costos
marginales más altos) no serán considerados para la determinación de
los costos marginales del SEIN. Estos sobrecostos en que incurrirán los
titulares de dichas unidades serán compensados de acuardo al
procedimiento que proponga el COES y apruebe el ente regulador. Se
asignará el pago de los sobrecostos a las empresas generadoras que
realicen retiros netos positivos de energía durante el período de
congestión en las barras del subsistema eléctrico afectado por la
congestión. La asignación se hará efectiva en proporción a los retiros
netos positivos de las empresas generadoras.
De alguna manera se está manipulando el mercado, debido a que los
costos marginales reales, ocasionados por la saturación de las redes de
transmisión, son diferentes a los costos marginales considerados para el
pago de la energía en el mercado spot.
Lo descrito anteriormente es el riesgo que está asumiendo el
inversionista. Ante una falla en el sistema eléctrico, sea a consecuencia
del sector transmisión, generación o distribución, las “reglas de juego”
del sector podrían ser variadas, afectando el libre desenvolvimiento del
mercado. Estas variaciones podrían afectar a los ingresos y/o costos del
proyecto, siendo asumido por el inversionista.
222
7.7.1.2 Administración del riesgo
Este es un riesgo en el que están involucrados varios actores dentro del
sistema eléctrico: empresas transmisoras, empresas generadoras,
Ministerio de Energía y Minas, Osinergmin, COES, entre otros. Esto, de
alguna manera muestra la complejidad del riesgo, asentuado en la
implicancia de todo el sistema; desde generadores (variación del costo
marginal) hasta consumidores finales (variación de las tarifas).
La celebración de contratos de largo plazo en el mercado regulado y en
el mercado libre, manteniendo un margen de capacidad instalada para
la venta de energía en el mercado spot, ayudará al inversionista a
prevenir sobre las modificaciones del sistema logrando mantener
estables los ingresos y costos que permitirán el pago del servicio de
deuda del proyecto.
7.7.2 Volatilidad en el pago de conexión de una central al SEIN
La variabilidad de la asignación al sistema principal y secundario crea una gran
incertidumbre en la asignación tarifaria; mostrándose riesgos en la generación y
en la distribución. En los sistemas secundarios es posible identificar a los
usuarios que generan los flujos de energía; asignando tres tipos de sistemas
secundarios: (i) demanda, son usadas por los distribuidores para llegar a los
usuarios finales, sirviendo para conectar una zona al sistema principal siendo
pagada por los usuarios; (ii) generación, sirven a las generadoras para
conectarse y suministrar energía a la red principal, siendo pagadas por las
generadoras y (iii) generación/demanda, no se les relaciona directamente a los
generadores ni distribuidores (demanda) y se paga en proporción al uso.
7.7.2.1 Determinación de la asunción del riesgo
Este riesgo es asumido por las empresas generadoras y las empresas
distribuidoras. La volatilidad y discrecionalidad en la asignación del tipo
de conexión hace que los costos por esta partida puedan incrementarse
y variar el flujo económico de la nueva central. Asimismo, la revisión de
la tarificación de los sistemas principales cada cuatro años o cada vez
que se inserte una nueva central generadora hacen que esta
discrecionalidad sea un mayor riesgo debido a que al menos cada
cuatro años se podrán variar estas tarifas.
La inserción de nuevas centrales, sean térmicas o hidráulicas, hará que
el cálculo de los precios sea constante. Pero, al ser dinámica la red
223
(variación constante de la misma) hace necesario el cálculo de los
precios, para el pago justo por el uso de la red de transmisión.
7.7.2.2 Administración del riesgo
Las centrales hidroeléctricas deben estar ubicadas donde se encuentren
las caídas de agua, sean naturales o artificiales. Caso contrario ocurre
con las centrales térmicas que pueden ubicarse en diversos lugares, sin
ser necesario sólo un lugar que es determinado por las características
del lugar.
Esta característica de las centrales hidroeléctricas NO les permite poder
ubicarse en líneas de transmisión de demanda o de mayor porcentaje
de demanda en una línea de transmisión de generación/demanda. La
mejor forma de mitigar el riesgo es considerar, en la evaluación
económica del proyecto, como una línea de transmisión de tipo
generación. Con esto se asumirá el costo mayor de conexión de la
nueva central al SEIN. Otra alternativa es solicitar la calificación de la
red de transmisión con anticipación para colocar los costos ajustados
referentes a la conexión de la central al sistema.
Por otro lado, el sistema eléctrico en su conjunto se ve favorecido por
las nuevas centrales de generación hidráulica debido a que éstas le
proporcionan confiabilidad y estabilidad. Adicionalmente, estas
centrales son instaladas en el lugar que se encuentra el recurs hídrico
con caída suficiente para generar electricidad. Esto hace que estén
alejadas de la carga o de las redes de transmisión para conectarse al
SEIN generando que la inversión por líneas de transmisión y el pago del
peaje sean elevados y considerables en el análisis económico del
proyecto.
Por ello, el Estado podría generar una diferenciación a los proyectos
hidráulicos a través de la concepción de una tarifa diferenciada de
manera tal que el sistema absorba el costo de transmisión de la nueva
central hidroeléctrica. Esta propuesta equipararía las ventajas que
tienen las centrales térmicas que pueden ubicarse cerca de la red del
sistema eléctrico; justificándose esta diferenciación por los menores
costos ambientales, confiabilidad y estabilidad al sistema eléctrico.
Asimismo, esta absorción debe de tener un límite, debido a que el
sistema no debería absorber inversiones que económicamente y
técnicamente no son viables. Es por ello que la autoridad competente
deberán definir que proyectos pueden ser favorecidos con la propuesta.
224
7.7.3 Operación de la Central
La producción de energía eléctrica de una central está sujeta a paralizaciones
ocasionadas por fallas mecánicas y/o eléctricas de los equipos de generación,
maniobra y protección; fallas de operación y maniobras por parte de los
operadores; accidentes de trabajo; desastres naturales que afecten a la
maquinaria de producción; ataques terroristas y/o vandalismo que ocasione la
salida de servicio de la central; entre otros.
7.7.3.1 Determinación de la asunción del riesgo
La operación y el mantenimiento son las funciones operativas
principales de las centrales hidroeléctricas. Este riesgo operativo es
asumido íntegramente por los inversionistas.
La operatividad de la central define la entrada en servicio para
despachar energía en el sistema (órdenes realizadas por el COES);
siendo necesaria la disponibilidad de la central para el óptimo
desempeño de todo el sistema eléctrico.
7.7.3.2 Administración del riesgo
Para mantener la producción de la nueva central en su máxima
capacidad, de acuerdo a lo requerido por el COES, deberán de
realizarse las siguientes acciones:
• Elaboración y ejecución del Plan Operativo de la empresa.
• Elaboración de procedimientos operativos de trabajo.
• Diseño e implementación de Sistema de Gestión en Seguridad,
Salud y Medio Ambiente para las operaciones de la nueva
central.
• Elaboración y ejecución del Plan de Prevención de Riesgos.
• Capacitación constante, al personal operativo, de los
procedimientos operativos y de los planes de operación y
prevención de riesgos de la empresa.
• Elaboración y ejecución de planes de mantenimiento preventivo
y predictivo.
Por otro lado, la nueva central deberá asegurar los activos de la
empresa al igual que al personal operativo, con un plan de seguros
adecuado a las funciones que efectúen. Asimismo, la nueva central
deberá contar con personal calificado para la ejecución de las
operaciones; teniendo la alternativa de tercerizar las operaciones y
225
maniobras de los equipos. Lo expuesto anteriormente ayudará a la
nueva central a minimizar el riesgo en sus operaciones.
7.8 Matriz de Riesgos
7.8.1 Matriz total de riesgos
A continuación se resumen los riesgos a los que están expuestos los
desarrolladores de proyectos en centrales hidroeléctricas, indicando las
estrategias que deben seguir para gestionar estos riesgos. La matriz estará
dividida en tres campos principales, según se muestra a continuación:
Riesgo Estrategias de gestión del riesgo Agente asignado
226
Riesgo Estrategias de gestión del riesgo Agente asignado
Riesgo de Demanda Formación de tarifas. Comportamiento de la Hidrología. Variación de la demanda Volatilidad de Tarifas Necesidad de Contratos PPA para financiar el proyecto
• Estrategia comercial dirigida a contraer contratos con clientes No Regulados con los que se establezcan precios estables en el largo plazo.
• Generación de alianzas estratégicas con entidades que tengan como objetivo común la captación de recursos hídricos de algunos ríos que se encuentren en la cuenca del Atlántico.
• Contraer contratos con empresas reguladas a través de las licitaciones enmarcadas en la Ley N° 28832 (precios firmes por un periodo de hasta 10 años) y con clientes libres a través de negociaciones de precios a largo plazo.
• Buscar la NO dependencia de los ingresos en algunos de los mercados: regulado, libre o spot.
• Contar en el equipo gerencial o contratar a una empresa especializada en comercialización de energía eléctrica.
Inversionista
227
Riesgo Estrategias de gestión del riesgo Agente asignado
Riesgo Pre-Constructivo Descalce entre la fecha del contrato y la necesidad de la energía por parte del cliente. Entrega de permisos y licencias Aprobación de EIA y PAMAs Otorgamiento del Derecho de Agua Solicitud de Garantías Previas Entrega de Servidumbres
• Diversificación e clientes que permita, en promedio, disminuir el periodo de descalce.
• Intervención regulatoria en la que se defina con precisiónlos alcances de las facultades de los municipios, estableciendo los límites de sus exigencias.
• Promover la modificación normativa en la LSNEIA a fin de establecer una regla que permita centralizar la aprobación del EIA en una sola autoridad.
• Intervención regulatoria en la que se modifique únicamente los aspectos relativos a la consideración de carácter no excluyente del uso de agua para fines energéticos.
• Contemplar en las normas de servidumbres que los titulares de autorizaciones también puedan solicitar la imposición de servidumbres.
Inversionista
Riesgo Constructivo Incumplimiento de la fecha en la terminación de la obra. Abandono de la Obra. Incremento imprevisto de las inversiones. Mal diseño de la planta. Represamiento. Derivación. Túnel
• Celebración de contratos de llave en mano con entre el inversionista y el onstructor.
• Establecimiento de penalidades y garantías en los contratos por el abandono de obra por parte del contructor.
• Celebración de compras a futuro para la adquisición de maquinaria con lo que los inversionistas se cubrirán ante la variación de los precios de los bienes de capital.
• Contratación a empresas especializadas en diseños de plantas hidroeléctricas.
• Contratación de empresas especializadas en eleaboración de estudios geológicos y estudios de suelos en las diversas cuencas del Perú.
Inversionista y Constructor
228
Riesgo Estrategias de gestión del riesgo Agente asignado
Riesgo Legal y Regulatorio Preferencias para Inversión en Determinadas Fuentes de Generación. Limitaciones legales que dificultan la optimización del factor de utilización de las Centrales Hidroeléctricas. Administración de las tarifas reguladas. Menores ingresos para las Centrales Hidroeléctricas por aplicación de la Garantía por Red Principal Variación regulatoria que incrementa los riesgos de las Centrales Hidroeléctricas. Estabilidad del Marco Legal aplicable a las Inversiones en Generación.
• Evitar la emisión de normas que beneficien artificialmente a un tipo de generación específico, a cargo del Estado.
• Flexibilización de las limitaciones para el uso de aguas y facilitar la utilización del agua para fines energéticos.
• El establecimiento de mecanismos que promuevan la formación de precios en el largo plazo y que estos sean formados por el propio mercado.
• Intervención regulatoria en la que se establezca que la GRP pase a ser un costo fijo para todas las generadoras a través del cargo “estampilla” que se suma al Peaje de Conexión al SPT.
• Opción de trasladar los sobrecostos generados por variación regulatoria a los clientes libres en los contratos de suministro.
• Una forma de administrar el riesgo de estabilidad del marco legal podría ser la suscripción de contratos ley con los concesionarios de CH a fin de neutralizar su exposición a la modificación del marco normativo.
Inversionista
Riesgo Monetario y Financiero Tasa de interés. Inflación. Tipo de cambio.
• Utilización de instrumentos financieros para estabilizar la tasa de interés y aminorar el efecto de la variabilidad de esta tasa.
• Utilización de instrumentos financieros para eliminar el riesgo de tipo de cambio.
Inversionista
229
Riesgo Estrategias de gestión del riesgo Agente asignado
Riesgo político y riesgo país Oposición y/o intromisión de los gobiernos locales, regionales y de la comunidad. Intervención del Estado. Riesgo país.
• Crear mecanismos de acercamiento hacia las autoridades políticas de las zona y hacia las comunidades campesinas y pobladores de la zona del proyecto.
• Establecer contratos ley que garanticen la estabilidad jurpidica y tributaria.
• El gobierno deberá establecer políticas de gobierno de largo plazo que garanticen la continuidad de los procesos y crecimientos económicos.
Inversionista
Riesgo Operativo Saturación de las redes de transmisión. Volatilidad en el pago de conexión de una central al SEIN. Operación de la Central.
• Celebración de contratos de largo plazo en el mercado regulado y libre manteniendo un margen de capacidad instalada para la venta de energía en el mercado spot.
• Proyectar y considerar la conexión de la central al SEIN a través de una línea de transmisión del tipo generación
• Elaboración y ejecución del Plan Operativo; procedimiento de trabajo; Sistemas de Gestión en Seguridad, salud y Medio Ambiente; Plan de Prevención de Riesgos, Plan de Capacitación y Planes de Mantenimiento Preventivo y Predictivo.
Inversionista
8 Promoción de las inversiones en Centrales Hidroeléctricas 8.1 Planificación de licitaciones y contratos de largo plazo con precios estables
El 23 de julio del año 2006 se publica la Ley N° 28832 “Ley para asegurar el desarrollo
eficiente de la Generación Eléctrica” que tenía como objetivo principal perfeccionar las
reglas establecidas en la LCE. Dentro de los objetivos específicos de la Ley resaltan los
siguientes:
• Asegurar la suficiencia de energía de generación eficiente que reduzca la
exposición del sistema eléctrico a la volatilidad de precios y a los riesgos de
racionamiento por falta de energía.
• Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de
generación mediante soluciones del propio mercado.
• Adoptar las medidas necesarias que propicien la competencia en el mercado de
regulación.
230
Para ello, se establecieron los procesos de Licitaciones como medidas preventivas para el
abastecimiento oportuno de energía eléctrica y para el suministro de energía en
situaciones de excepción. En esta ley se especifica que el abastecimiento oportuno y
eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante las
Licitaciones que resulten en contratos de largo plazo con Precios Firmes (precios de la
energía y potencia de los procesos de licitación que NO están sujetos a fijación
administrativa por el ente regulador) que serán trasladados a los usuarios regulados.
Estos proceos de licitación deben de llevarse a cabo con la anticipación necesaria que
permitan facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación. Esto
último, permite la participación de centrales hidroeléctricas y térmicas nuevas en los
procesos de licitación. La mayor anticipación de las licitaciones (impulsada por los
incentivos de la ley a los distribuidores) permitirá que nuevos actores ingresen con
facilidad al sector.
Asimismo, en esta ley se describieron los lineamientos e incentivos para la convocatoria
de las licitaciones (a cargo de las empresas distribuidoras) en la que se encargó al
Ministerio de Energía y Minas desarrollar un reglamento para el proceso de las
Licitaciones de Suministro de Electricidad.
El 14 de octubre del 2007, mediante decreto supremo DS N° 052-2007-EM, se publicó el
reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad con la finalidad de establecer las
normas aplicables para las licitaciones de suministro de electricidad, destinadas a
asegurar, el abastecimiento de la demanda de los licitantes (empresas distribuidoras); así
como para impulsar la competencia y la inversión en nuevas centrales de generación
eléctrica.
8.1.1 Descripción del proceso de licitación actual
A continuación se detallan los lineamientos para llevar a cabo un proceso de
licitación por parte de las empresas distribuidoras y reguladoras:
• Las licitaciones convocadas por las empresas distribuidoras podrán
incluir como parte de la demanda a ser licitada aquella que corresponda
a sus clientes libres.
• El distribuidor que empiece un proceso de licitación, deberá hacer
pública su expresión de interés estando obligado a incorporar en su
proceso de licitación a otras empresas distribuidoras que deseen
participar en la licitación.
• Es facultad de cada distribuidor establecer los requerimientos y
modalidades de compra de potencia y energía, así como los plazos
contractuales a licitar.
• Para los clientes libres, es facultativo la convocación a licitaciones para
la atención a sus demandas futuras y/o actuales.
231
• Es obligatorio que la empresa distribuidora inicie su proceso de
licitación con 3 años de anticipación.
• El distribuidor que inicie el proceso de licitación es responsable de
conducirlo y de preparar las bases de la licitación que incluirán la
proforma de contrato para que sea aprobado por el ente regulador.
• El ente regulador aprobará las bases de la licitación, modelos de
contrato, fórmulas de actualización de precios firmes, entre otros.
• Para cada licitación, el ente regulador establecerá un precio máximo
para la adjudicación de los contratos respectivos. Este precio se
mantendrá en reserva y custodia por un Notario Público durante el
proceso. Este precio se hará público sólo en caso de que no se
obtuvieran ofertas suficientes para cubrir toda la demanda licitada a un
precio inferior o igual al precio máximo.
• Para el caso en el que la licitación no contenga el abastecimiento
suficiente a un precio menor o igual al precio máximo para cubrir toda
la demanda licitada, se priorizará la asignación de ofertas ganadoras a
la atención de la demanda de los clientes regulados. Luego se efectuará
una nueva convocatoria en un plazo máximo de 30 días,
incorporándose las modficaciones necesarias que serán aprobadas por
el regulador.
• Los plazos de suministro serán de hasta 15 años y a precios firmes; no
pudiendo ser modificados por ambas partes, salvo con autorización del
Osinergmin. De efectuarse la modificación y tratándose de reducciones
de precios, los distribuidores deberán transferir a los consumidores el
50% de dichas reducciones.
• El precio de potencia deberá ser igual al precio básico de potencia
vigente a la fecha de la licitación con carácter de Precio Firme.
• Las fórmulas de actualización de los precios firmes deberán ser las
mismas a las establecidas en las Bases de la Licitación.
• Deberá existir una garantía de suministro de energía propia, contratada
con terceros o mediante un programa de inversiones que incremente la
oferta de generación.
• Cada empresa distribuidora que participe en un proceso de licitación
suscribirá, en forma individual e independiente, los contratos de
suministro que se generen en la mencionada licitación.
• Se ha elaborado un incentivo para promover la convocatoria anticipada
de los procesos de licitación. Con esto, se autoriza la incorporación de
un cargo adicional que el distribuidor podrá incluir en sus precios a sus
232
clientes regulados. Este cargo será directamente proporcional al
número de años de anticipación de la convocatoria. Este cargo no
podrá ser superior al 3% del precio de energía resultante de la
Licitación. Este incentivo está explicado por la siguiente fórmula:
Donde:
CA = Cargo adicional expresado porcentualmente, redondeado a 2
cifras decimales.
MA = Cantidad de meses que median entre la fecha de convocatoria y
la fecha de inicio del suministro.
• Las empresas distribuidoras de sistemas aislados podrán convocar a
licitaciones con las consideraciones descritas en el presente apartado;
teniendo el regulador las mismas responsabilidades que las descrita en
licitaciones de las empresas del SEIN.
• Dentro de la vigencia de los 3 primeros años de la ley (Ley N° 28832 –
julio del 2009) las empresas distribuidoras podrán convocar a
licitaciones con una anticipación menor a los 3 años para cubrir la
totalidad de la demanda no contratada de sus clientes regulados. Para
este caso, la vigencia de los contratos adjudicados no podrá ser mayor
a 5 años.
Los requerimientos y procesos necesarios para cada una de las etapas de las
licitaciones se describen a continuación:
• La empresa distribuidora que requiera convocar a un proceso de
licitación comunicará al Ministerio de Energía y Minas y al Osinergmin
su intención de iniciar el proceso. Hará público su interés a través de un
aviso en su portal de internet y en un diario de circulación nacional (al
menos un diario). La comunicación que se hará al Osinergmin deberá
contener la propuesta de las Bases de la Licitación.
• Las empresas distribuidoras que deseen intervenir en el proceso de
licitación comunicarán su interés al distribuidor iniciador del proceso
con copia al Osinergmin en un plazo no mayor de 15 días de publicado
el aviso. Transcurrido los 15 días de plazo, el distribuidor originador del
proceso presentará las Bases Ajustadas al Osinergmin para su
aprobación, en un plazo máximo de 30 días (contados a partir de la
presentación de las Bases Ajustadas). Este plazo se prorrogará 15 días
233
si persisten las observaciones del Osinergmin. Las Bases serán
aprobadas a través de resolución del Osinergmin que será publicada.
• Las Bases del concurso deberán contener, al menos, los siguientes
puntos: (i) Las demandas requeridas por los licitantes, precisando la
demanda de los clientes libres; (ii) El plazo del contrato; (iii) Los puntos
de suministro requeridos por el licitante; (iv) Las fórmulas de
actualización de precios de potencia y/o energía aplicables a todos los
adjudicatarios durante el periodo del contrato; (v) Las garantías que
otorgarán los distribuidores a los adjudicatarios; (vi) El procedimiento
para la evaluación de las ofertas; (vii) Garantías de validez y vigencia
de la oferta que presentarán los posteres; (viii) Las garantías que
otorgarán los postores que respalden su oferta con nuevos proyectos
de generación. Asimismo, incluirán el modelo de contrato, los términos
y condiciones del proceso de licitación y las fórmulas de actualización a
precios firmes.
• Dentro de los 10 días de publicada la Resolución que aprueba las bases
de la licitación, el distribuidor iniciador del proceso publicará la
convocatoria a Licitación en por lo menos un diario de circulación
nacional así como en cada uno de los portales de Internet de los
licitantes. En el caso que el periodo del contrato supere los 5 años se
deberá publicar la convocatoria, adicionalmente, en un medio
especializado internacional. La publicación de convocatoria, al menos,
deberá contener la información reltiva a la demanda requerida para
cada año del periodo del contrato.
• Para el acto público de presentación de ofertas y adjudicación de la
Buena Pro, el distribuidor a cargo del proceso conformará un Comité de
Adjudicación, debiendo particpar un Notario Público. Por otro lado, cada
postor podrá presentar más de una oferta con sus respectivos precios
de acuerdo a lo establecido en las Bases.
• Adjudicada la Buena Pro, se elaborará un acta que será firmada por
todos los miembros del Comité de Adjudicación, por el Osinergmin, por
el Notario Público y por los representantes de los postores que así lo
soliciten. Se enviarán copias de estas actas a la Dirección General de
Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas y al Osinergmin
dentro de los 3 días siguientes de la adjuducación de la Buena Pro.
• Los Licitantes y los Generadores están obligados a firmar los
respectivos contratos resultantes de la Licitación dentro del plazo
establecido en las Bases. Ante el incumplimiento de alguna de las
234
partes el Osinergmin aplicará las multas correspondientes. Dentro de
los 3 días posteriores de firmado el contrato, los distribuidores deberán
remitir al Osinergmin copia de los respectivos contratos firmados
resultantes de la licitación.
• Para los casos en los que no se cubra el 100% de la demanda
requerida en el proceso de licitación se deberá efectuar cuando menos
una nueva convocatoria en un plazo no mayor de 30 días posteriores
de haber sido declarado desierto el proceso de licitación (sea parcial o
total). Para ello, dentro de un plazo máximo de 10 días los
distribuidores presentarán al Osinergmin las nuevas Bases para su
aprobación. Osinergmin, publicará la respectiva resolución de
aprobación dentro de los 7 días posteriores de recibida la propuesta de
Bases.
8.1.2 Algunos cambios que se requieren al proceso de licitación
A continuación se presentan algunos cambios al proceso de licitación
considerando experiencias en paises como Colombia, Brasil y Chile que realizan
estos procesos de licitación. Se empezará indicando las características
principales de estos procesos en cada uno de los mercadoss mencionados:
• Mercado Chileno: Cada distribuidora debe de disponer del suministro de
energía de a lo menos los próximos 3 años; proveniendo de contratos o
de autogeneración. Los contratos de suministros deben ser obtenidos
mediante licitaciones que deben ser públicas, abiertas, no
discriminatorias y transparentes. Las empresas distribuidoras se pueden
unir para licitar el conjunto de su demanda. Las bases de las
licitaciones deben ser realizadas por los distribuidores y aprobadas por
el regulador (Comisión Nacional de Energía). El precio de la energía
presentado por el ofertante en la licitación NO debe ser superior al
precio vigente denominado precio de reserva. Los contratos licitados no
deben de exceder en un periodo de 15 años. El precio de potencia
obtenido en la licitación será actualizado mediante fórmulas pre-
establecidas sin ser calculdas por el regulador. La licitación se adjudica
por menor precio. Por otro lado, No se fija el mecanismo de subasta a
ser utilizado.
• Mercado Colombiano: El mercado eléctrico colombiano está integrado
por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Comercializadores.
Estos últimos pueden pertenecer a uno de los mercados existentes:
mercado libre y mercado regulado. El marco regulatorio esta orientado
a organizar las transacciones entre los distintos agentes. Por ello, existe
235
una instancia llamada Mercado Mayorista de Electricidad (MEM)
definida como el conjunto de sistemas de intercambio de información
entre generadores y comercializadores de energía en el Sistema
Interconectado Nacional (SIN). Estas transacciones se realizan bajo dos
modalidades: (i) mediante la suscripción de contratos bilaterales de
compra garantizada de energía y (ii) por medio de transacciones
directas en la bolsa de energía, en la cual los precios se determinan por
el libre desarrollo de la oferta y la demanda. Como es común en estos
mercados los contratos bilaterales NO garantizan la entrega física de la
energía sino que son instrumentos financieros que los generadores
utilizan para cubrirse del riesgo. Las compras de energía realizadas por
comercializadores con destino a clientes regulados se enmarcan en
normas que garantizan la competencia en este tipo de transacciones.
Las compras de energía destinadas a clientes libres no están reguladas
y se negocian las condiciones libremente. Respecto al periodo de los
contratos NO existe restricción sobre el horizonte de tiempo que deben
cubrir los contratos bilaterales. Pero, durante el periodo de transición,
existieron obligaciones para los comercializadores que atendieron al
mercado regulado. Estos estuvieron obligados a cubrir un procentaje
mínimo de sus requerimientos mediante contratos bilaterales con otros
agentes: 80% para el periodo comprendido entre el 20 de julio de 1995
y el 30 de noviembre de 1996; 60% para los dos siguientes años y
30% para el siguiente año. A partir del año 1999 (noviembre) el
procentaje es libre. Asimismo, no existe restricción sobre la capacidad
que un generador o comercializador puede comprometerse en
contratos bilaterales. Para asegurar la libre competencia, los
generadores con capacidad mayor a 20 MW y los comercializadores
están obligados a participar del Mercado Mayorista de Electricidad y
realizar sus transacciones de venta a clientes regulados por este
mercado. Los generadores que deseen vender energía al mercado
regulado a través de contratos bilaterales deberán hacerlo mediante
licitaciones que aseguren la libre competencia. Factores diferentes al
precio NO servirán como base para seleccionar la oferta. Asimismo, se
debe permitir la oferta de suministros parciales. Por otro lado, la
legislación colombiana NO peermite la integración vertical de empresas
del sector; asimismo, las empresas que desarrollan las actividades de
generación y comercialización no pueden atender la demanda con
energía propia, salvo que sea a través de una convocatoria pública de
abastecimiento y la gane (es decir haya ofertado el menor precio en la
236
convocatoria). Sin embargo, la frecuencia de realización de las subastas
es variable debido a que depende de la fecha de culminación de los
contratos de abastecimiento de cada distribuidor.
• Mercado Brasilero: Desde el año 2004 todas las empresas que
pertenezcan al sistema interconectado nacional (SIN) están en la
obligación de garantizar el suministro de energía a través de contratos
regulados obtenidos en base a licitaciones, siendo el responsable de
regularlas la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). El cambio
normativo (adoptado en el 2004) contempla cuatro tipos de subastas:
(i) Subasta de Energía Nueva, en la que se indica que cada año se
realizarán dos tipos de subastas de energía nueva que están destinadas
a abastecer la demanda mediante la construcción de nueva capacidad
de generación. La subasta principal que garantiza a los inversionistas
obtener contratos entre 15 y 30 años de duración y con fecha de inicio
de operaciones 5 años posteriores a la fecha de adjudicación. La
subasta complementaria que es similar a la principal con la diferencia
que la fecha de operación es 3 años posteriores a la adjudicación. Esta
subasta complementaria realizada dos años atrás de la principal
generará menos incertidumbre en la previsión de la demanda;
interactuando estas dos subastas de manera complementaria; (ii)
Subasta de energía existente, que permite complementar la subasta de
energía nueva y cubrir el 100% de la demanda. Se realiza una vez al
año con periodos de 5, 6, 7 y 8 años. Estos contratos empiezan a
operar cada 1 de enero del año siguiente de la subasta.; (iii) Subastas
de ajuste, son realizadas 4 veces al año para efectuar un ajuste fino a
la cobertura total de la demanda. Los contratos operan dentro del
mismo año de adjudicación con un horizonte de tiempo de hasta 2 años
y (iv) Subastas de energía distribuida, es una subasta especial para
contratar generación distribuida presente dentro de la red de baja
tensión de distribución. Hasta el 10% de la demanda de una
distribuidora puede ser cubierta mediante este tipo de contratos.
En la subasta de energía nueva, deben optar entre las distintas
opciones de plantas hidroeléctricas que ofrece el plan de obras
elaborado por el Ministerio de Energía y Minas. Estas opciones cuentan
con las licencias ambientales aprobadas. Asimismo, el marco regulatorio
indica que los permisos de concesión para una planta hidroeléctrica se
adjudican automáticamente al firmar el contrato obtenido mediante la
subasta; a diferencia del marco legal anterior en el que los
inversionistas debían obtener primero los permisos de concesión y
237
luego celebrar el contrato. Por otro lado, las subastas se realizan
mediante un sistema electrónico en el que los distintos vendedores
pueden realizar sus ofertas de manera iterativa. Una vez iniciada la
subasta no hay plazo para el cierre, ya que éste se encuentra en
función de un número indeterminado de iteraciones.
El sector eléctrico brasilero cuenta con la siguiente estructura:
Fuente: ANEEL
Se describen las funciones de cada una de las entidades que participan
en el sistema brasilero.
Consejo Nacional de Política Energética (CNPE): organismo
interministerial que da asesoramiento a la Presidencia de la República,
encargado de formular las políticas y directrices de energía y asegurar
el suministro de energía a las áreas más remotas de Brasil.
Ministerio de Minas y Energía (MME): es el órgano del gobierno federal
responsable por la conducción de las políticas energéticas de Brasil.
Asimismo encargado de la formulación e implementación de las políticas
para el sector energético de acuerdo a las directrices definidas por el
CNPE. Asimismo es responsable de establecer el planeamiento del
sector energético nacional.
Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE): órgano creado en el
ámbito del MME, bajo su coordinación directa, con la función de
supervisar y evaluar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico
en todo el territorio nacional.
238
Empresa de Pesquisa (investigación) Energética (EPE): es una empresa
vinculada al MME cuya finalidad es prestar servicios en el área de
estudios e investigaciones destinadas al planeamiento del sector
energético. Sus principales funciones son:
• Realizar estudios y proyectos de la matriz energética brasilera.
• Ejecución de estudios que propicien el planeamiento integrado
de recursos energéticos.
• Desarrollo de estudios que propicien el planeamiento de
expansión de la generación y transmisión de energía eléctrica
de el corto, mediano y largo plazo.
• Realizar el análisis de viabilidad técnico-económico y socio-
ambiental de las centrales.
• Análisis de viabilidad de la obtención de la licencia ambiental
previa para aprovechamientos hidroeléctricos y de transmisión
de energía eléctrica.
Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL): es la empresa
reguladora de Brasil encargada de regular y fiscalizar la producción,
transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Asimismo, garantizar la calidad de los servicios prestados por las
empresas, fijación de las tarifas para los consumidores finales
preservando la viabilidad financiera y económica de los agentes y la
industria. Adicionalmente, es responsable, directa o indirectamente, de
la promoción de las licitaciones en la modalidad de subastas para la
contratación de energía eléctrica por las empresas distribuidoras del
Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE): entre sus
principales obligaciones están:
• Promover las subastas de compra y venta de energía por
delegación del ANEEL en el Ambiente de Comercialización
Regulado.
• Mantener el registro de las cantidades de potencia y energía de
los contratos celebrados en el Ambiente de Comercialización
Regulado (ACR) y Ambiente de Comercialización Libre (ACL).
• La obtención del precio de liquidación de diferencia (PLD),
utilizado para valorar las transacciones de corto plazo.
• La realización de la contabilización de las cantidades de energía
eléctrica comercializados.
239
• La liquidación financiera de los valores derivados de las
operaciones de compra y venta de energía eléctrica realizadas
en el corto plazo.
Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS): es el ente encargado de
operar, supervisar y controlar la generación de energía eléctrica en el
Sistema Interconectado Nacional y administrar la red principal de
transmisión de energía eléctrica en Brasil. Asimismo, tiene como
objetivo principal, atender los requerimientos de carga, optimizar costos
y garantizar la confiabilidad del sistema definiendo las condiciones de
acceso al sistema de transmisión en alta tensión.
Bajo esta estructura del mercado brasilero el Estado es el dueño de las
concesiones y las adjudica de acuerdo a las licitaciones de concesiones
que efectúa como parte de su plan energético nacional.
8.1.2.1 Propuesta de cambio de lógica
De los sistemas de regulación y promoción de las inversiones descritas
en el apartado anterior, el Estado debería de generar, al igual que en
sistema brasilero Licitaciones de las concesiones. Para ello, el Estado
debería fortalecer un plan de nuevos proyectos eléctricos a desarrollar
para mantener la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico
nacional. Este plan de obras debería estar reforzado con estudios y
documentación administrativa que permita promocionar el proyecto de
inversión entre inversionistas, el mismo que debería estar acorde con el
crecimiento de la oferta y la demanda para no desestabilizar el sistema
en términos económicos. El exceso de oferta impactaría directamente al
sistema de generación debido a que las tarifas disminuirían
considerablemente ocasionando el no repago de las inversiones
realizadas. Por ello, se debería de incrementar la oferta de forma
equilibrada con la demanda para evitar impactos significativos.
Adicionalmente, los proyectos podrían ser identificados por el Estado o
por Iniciativas Privadas de acuerdo con los lineamientos generales en
materia de planificación y esquema de producción. Con ello, el Estado
licitaría los nuevos proyectos entregando la documentación, estudios
preliminares y documentos administrativos saneados (estudios
ambientales, permisos y autorizaciones administrativas, entre otros).
Esta documentación puede ser realizada por el Estado o por promotores
privados, reconociendo a éstos por los trabajos ejecutados.
Adicionalmente, el Estado debería entregar un contrato Take or Pay
(TOP) que asegurará los ingresos del proyecto con el objetivo de
240
hacerlo bancable. El ganador de la licitación debería pagar al Estado y a
los Promotores Privados las inversiones realizadas y los derechos
transferidos. Es decir, el ganador de la concesión recibiría un “paquete”
de estudios ambientales y administrativos saneados (efectuados por el
Estado o por los promotores) y un contrato Take or Pay que garantizará
la venta de energía a precios y volúmenes estables que podrán bancar
el proyecto.
Por otro lado, el financiamiento de los estudios previos y gastos
requeridos para la ejecución de los procesos de licitación de
concesiones podría estar a cargo del mismo Estado. Es importante
resaltar que el ganador del concurso de concesión repondrá el monto
de los gastos incurridos en la elaboración de estudios y otros
relacionados; es decir, el Estado haría un gasto inicial que luego le sería
devuelto por el ganador de la concesión.
Asimismo, la creación de un Fondo Contingente a través de algún
organismo multilateral también ayudaría al financiamiento de los gastos
iniciales (estudios técnicos, ambientales y administrativos) que
posteriormente le serían devueltos por el ganador de la concesión.
Asimismo, este tipo de fondos podría soportar o financiar los impactos
iniciales (si se presentasen) referente a incrementos tarifarios.
Actualmente, el proceso de licitación es el siguiente:
Elaboración Propia
Los licitantes son las empresas de Distribución eléctrica y/o los Clientes
Libres, siendo los ofertantes los diferentes generadores que operan
Proceso de Licitación ACTUAL en Perú
D
CL
G1
G2
G3
Gn
Periodo Largo Plazo: 15 AÑOS
LICITANTES OFERTANTES
Periodo Corto Plazo: 05 AÑOS
241
actualmente o proyectos de generación; pudiendo concretar contratos
de suministro de energía a 15 años. Estas características están
contempladas en el marco normativo actual referente a las licitaciones
de energía entre distribuidores y generadores de energía eléctrica.
Bajo el régimen actual de licitaciones se propone incrementar a los
licitantes de energía. Los nuevos actores que licitarían energía o que
podrían comprar la nueva energía producida por proyectos hidráulicos
serían las actuales empresas de generación y el propio Estado. Las
actuales empresas de generación podrían incrementar su capacidad de
energía sin realizar las inversiones, comprando la energía de los
proyectos hidráulicos. Asimismo, el Estado podría licitar estas nuevas
energías para luego inyectarla al sistema asignándola a los diversos
distribuidores que no tengan contratos. Adicionalmente, se propone que
se consideren 5 años de construcción de la nueva central y 20 años de
contrato de suministro a través de un contrato Take or Pay que
entregaría el Estado al proyecto. Se grafica la propuesta.
Elaboración Propia
8.1.2.2 Concesiones actualmente entregadas
Actualmente, las concesiones tienen plazos de ejecución que deberían
terminar en la caducidad de las mismas. En general, algunas se han
resuelto y otras se han renovado; pero las inversiones, por lo general,
no se han ejecutado según sus cronogramas. A través del sistema
actual, no se asegura la ejecución de los proyectos eléctricos y se tiene
el peligro de una “captura” de las concesiones con fines especulativos;
pero no termina invirtiéndose, salvo excepciones.
Proceso de Licitación PROPUESTA en Perú
D
CL
G1
G2
G3
Gn
LICITANTES OFERTANTES
E
G
20 años Take or Pay5 años Construcción
242
Por otro lado, el respetar los plazos de caducidad puede incentivar al
dueño de la concesión a buscar recursos para ejecutar el proyecto,
también es cierto que la caducidad supone que el Estado no tiene las
herramientas para promover inversiones en el sector hidráulico. Un
nuevo promotor tendría la concesión y nuevamente se repetiría el ciclo
mencionado. Por un lado, los promotores pueden haber invertido, la
pérdida de la concesión les supondría la pérdida de sus inversiones.
Este es un freno para que los promotores inviertan más, arriesguen al
menos con las inversiones pre-operativas. Este problema de pérdida
supone un desincentivo a invertir y un incentivo a realizar todo lo
posible para no retornar la concesión a pesar que no se tiene
posibilidades de invertir.
Por lo descrito anteriormente, se propone la Promoción de la Inversión
Privada en Centrales Hidroeléctricas considerando lo siguiente:
• Retorno de las concesiones al ámbito estatal: vencidos los
plazos para las inversiones en alguna concesión y si no se ha
realizado la misma, se daría la caducidad de las concesiones.
Con ello, el Estado sería, nuevamente, el dueño de las
concesiones. En este caso es necesario considerar que el
promotor que pierde la concesión ha realizado gastos e
inversiones en el proyecto y que serán útiles para el futuro
inversionista. La idea es que siempre se debe reconocer la
inversión realizada por los promotores o inversionistas;
mostrando y dando la señal que no se trata de una
expropiación. Esto permitirá darle tranquilidad y seguridad a los
promotores que podrán invertir con el reconocimiento de las
inversiones sin el perjuicio percibido de una pérdida. Esto
último promovería las inversiones de los Promotores que ante
la eventualidad de una caducidad verían protegidas sus
inversiones.
• Asociación con Promotores: se podría establecer condiciones
para que los Promotores estén interesados en asociarse con el
Estado para promover inversiones en sus concesiones. Esta
Concesiones retornan al Estado
Caducidad de la Concesión
AsociaciónCon Promotores
Esquema de Promoción de la Inversión Privada
243
asociación debe ser beneficiosa para los promotores y también
para el Estado. Es posible promover la asociación con
promotores (Estado y Promotores) para que luego, el Estado
pueda incorporar estas concesiones a un esquema de
promoción de las inversiones. Efectuada la licitación de la
concesión, el nuevo ganador y poseedor de la concesión deberá
pagar al promotor anterior los gastos e inversiones realizados
en el proyecto. Con esto, los proyectos podrían ser sometidos a
un procedimiento de promoción de la inversión privada.
En el siguiente esquema se resume lo propuesto:
Los aportes del Estado estarían centrados en:
• Estudios complementarios hasta el Estudio de Factibilidad. Este
estudio podría también haber sido ejecutado por un privado.
• Documentos administrativos (estudios ambientales, permisos y
autorizaciones administrativas, entre otros).
• Contratos de suministro garantizados. Contratos PPA o Take or
Pay (TOP) que garantizarían los ingresos necesarios para la
bancabilidad del proyecto.
Referente a la recuperación de las inversiones y gastos pre operativos
se propone:
• El nuevo ganador de la concesión deberá pagar al Promotor
Inicial (que perdió la concesión) los gastos e inversiones
realizados en el proyecto.
• El inversionista también podría reconocer los gastos realizados
por el Estado para realización de los estudios y permisos
administrativos.
244
Respecto a la cesión de derechos que le otorga el concesionario al
Estado (asociación con promotores) se propone:
Todos estos cobros son pagados por el inversionista que se adjudique
la concesión. Con ello, el Estado no tiene que desembolsar nada a favor
de los promotores.
8.1.2.3 El Generador como Promotor de Inversiones
Si un distribuidor o un cliente libre (como sucede con la normativa
actual respecto a las licitaciones de energía) asume un contrato de
abastecimiento con un generador nuevo (proyecto) absorbe el riesgo de
desabastecimiento ante una demora o no ejecución del proyecto de
inversión hidráulica. El peligro de demora es probable en las centrales
hidroeléctricas.
El distribuidor puede quedar desabastecido generándole un gran
problema en su operación. Por otro lado, si el desabastecimiento es
asumido por el sistema o por algún generador que opera, el riesgo es
trasladado a éstos. Ambos tendrán mejores herramientas para
administrar este riesgo frente a los distribuidores que tienen pocas
herramientas para asumirlo. Actualmente, existe un incentivo del 3%
sobre el precio de la tarifa por efectuar las licitaciones de energía con
anticipación (una anticipación de 6 años adjudica al distribuidor este
“premio” del 3%). A la fecha no han existido licitaciones efectuadas con
la anticipación indicada, debido principalmente al riesgo que estaría
asumiendo el distribuidor. Este 3% adicional en la tarifa no remunera el
riesgo asumido por el distribuidor.
Sin embargo, si este incentivo es trasladado a un generador existente,
éste podrá asumir de mejor manera el riesgo (pudiendo cubrir los
245
posibles déficit de producción de la nueva central con su propia
producción, siendo su negocio central la producción y comercialización
de energía en el sistema). En este caso, sí se justificaría el ingreso del
Generador como posible licitante adjudicándosele el 3% por la
promoción de inversiones en Centrales Hidráulicas y la administración
del riesgo, de alguna forma estipulada en la norma actual a través del
incentivo por la anticipación en las licitaciones de energía. Es
importante resaltar que no se necesita un costo adicional al ya
aceptado pero que generaría mejores beneficios.
El valor del Cargo Adicional se daría al incrementar la tarifa a los
clientes finales en 3%, según lo estipula la normativa actual. Este 3%
sería recaudado por el distribuidor y entregado al generador que
convocó a Licitación a otros generadores nuevos. El valor del cargo
adicional podría ser calculado de la siguiente forma:
La estructura del contractual entre el generador promotor sería la
siguiente:
246
Elaboración Propia
8.2 Mejoras en el manejo de riesgos de demanda Los riesgos de demanda para las nuevas centrales hidroeléctricas están centrados en la
variabilidad de los ingresos que sustentarán el pago del financiamiento que requieren
para ejecutar el proyecto. Como se ha mencionado anteriormente, para el otorgamiento
del financiamiento es necesario que sus flujos económicos sean los más predecibles
posibles en el largo plazo. Actualmente, la variabilidad de los ingresos (generado por la
volatilidad de los precios y volúmenes) se puede mostrar en el siguiente gráfico:
Elaboración Propia
8.2.1 Bancabilidad del Proyecto.
La bancabilidad del proyecto permitirá la ejecución de éste siempre y cuando se
consideren tres aspectos importantes:
Inversión Operación
Inicio de
Construcción
de la CH
Inicio de
Operaciones
1 2 3
4 6 8 41 43
…
42
0
5 7 40
247
Esta propuesta tiene como finalidad igualar las oportunidades de bancabilidad
para las generadoras de tecnología hidroeléctirca y térmica. Con esto se
evitarían flujos de ingresos variables (se eliminaría la volatilidad de los precios y
de volumen) en las centrales hidroeléctricas y se igualarían las condiciones.
Es importante mencionar que el sector brasilero, en sus subastas de enegía
nueva, considera que las subastas se ejecuten con 5 años de anticipación al
inicio de la operación y que la duración de los contratos de suministro de
energía tengan una duración de 15 a 30 años.
El esquema propuesto para la bancabilidad de los proyectos hidráulicos es el
siguiente:
Elaboración Propia
Los contratos Take or Pay (TOP) deben cubrir al menos la cuota a pagar por el
Servicio de Deuda (SD).
Tomando el caso analizado en el modelo económico (Caso Real de San Gabán)
se ha sensibilizado el periodo de pago de la Deuda en 15, 20 y 25 años para
conocer la relación SD/TOP. El contrato TOP es el 80% de la producción de la
central.
248
Cifras en millones de US$
En los 3 escenarios mostrados, los ingresos por los contratos TOP son mayores
al servicio de deuda, lo que permitiría tener un margen por el contrato TOP y lo
restante la nueva central lo podría vender al mercado spot.
Por otro lado, conservando la misma relación SD/TOP del 91.9% (a 15 años),
mostrado en el cuadro anterior, se muestran los cálculos de los ingresos por los
contratos TOP. Además se muestran el porcentaje de potencia a contratar
(vender) necesaria para mantener la relación SD/TOP en 91.9%; así como los
resultados de la rentabilidad del accionista (TIRF).
Cifras en millones de US$
Es importante recalcar que el periodo de financiamiento (servicio de deuda)
debe estar calzado con el periodo de los contratos de energía (TOP). Por un
lado, es conveniente contratos de Take or Pay de mayor periodo de
maduración, por otro, la extensión del contrato será limitado por el periodo del
financiamiento que se puede obtener del mercado.
249
Elaboración Propia
Resumiendo, las medidas para acceder a la bancabilidad de los proyectos
serían:
• Estabilizar los ingresos durante el plazo del financiamiento para
asegurar el pago de la deuda al acreedor. El contrato TOP está
diseñado para cubrir la deuda base, si el presupuesto de inversiones se
eleva, el inversionista tendría que cubrir esta diferencia. En el supuesto
caso que el inversionista no pueda cubrir esta diferencia y se “cae” el
proceso, se debería permitir al acreedor rematar la inversión.
• La estabilización de estos ingresos se obtiene a través de los contratos
Take or Pay (TOP).
• Esto elimina la volatilidad de los ingresos equiparándolo con los
proyectos térmicos.
• Para ello, se podrían realizar algunas variaciones en las normativas
vigentes actuales referente a las licitaciones considerando el modelo
brasilero, con algunas mejoras que han sido expuestas en el presente
documento.
8.3 Medidas Tributarias (devolución anticipada del IGV, depreciación acelerada)
El gobierno del Perú como objetivo de estado busca dar todas las facilidades para la
inversión privada en nuestro país, esta voluntad se ve traducida en el hecho que ha
emitido un sin números de normas legales que dan la garantía al inversor nacional o
extranjero sobre sus inversiones.
EL Perú creó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada - PROINVERSIÓN, con la
finalidad de promover la inversión privada, nacional y extranjera, requerida para impulsar
la competitividad del país, su desarrollo sostenible y mejorar el bienestar de la población.
Como parte de sus funciones, PROINVERSIÓN está encargada de proponer y ejecutar la
política nacional de tratamiento a la inversión privada, en concordancia con los planes
económicos y la política de integración; llevar el registro de la inversión extranjera;
tramitar y suscribir los convenios de estabilidad jurídica, bajo el régimen establecido por
250
los Decretos Legislativos Nº 662 y Nº 757; y los contratos de inversión, en el marco del
Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas.
Asimismo, PROINVERSIÓN promueve la inversión privada en servicios y obras públicas
de infraestructura, así como en activos, proyectos y empresas del Estado. De igual
forma, preside la comisión para la negociación de los convenios internacionales de
inversión.
8.3.1 Marco Legal El marco legal que se ha desarrollado tiene por finalidad de captar los recursos
financieros y tecnológicos requeridos para explotar los vastos recursos
naturales y desarrollar las distintas potencialidades productivas existentes en el
país, el Perú ha establecido un marco legal estable y atractivo para la inversión
privada, tanto nacional como extranjera.
8.3.1.1 Derechos básicos del Inversionista Extranjero
Los derechos básicos de los inversionistas extranjeros se enumeran a
continuación:
• El derecho de recibir un trato no discriminatorio frente al
inversionista nacional.
• La libertad de comercio e industria, y la libertad de exportación
e importación.
• La posibilidad de remesar libremente al exterior las utilidades o
dividendos, previo pago de los impuestos que le correspondan.
• El derecho a utilizar el tipo de cambio más favorable existente
en el mercado para el tipo de operación cambiaria que se trate.
• El derecho a la libre reexportación del capital invertido, en el
caso de venta de acciones, reducción de capital o liquidación
parcial o total de las inversiones.
• El acceso irrestricto al crédito interno, bajo las mismas
condiciones que el inversionista nacional.
• Libre contratación de tecnología y remesa de regalías.
• La libertad para adquirir acciones de propiedad de
inversionistas nacionales.
• La posibilidad de contratar, en el exterior, seguros para su
inversión.
• Posibilidad de suscribir con el Estado Convenios de Estabilidad
Jurídica, para su inversión en el país.
251
8.3.1.2 Convenios de Estabilidad Jurídica
El Estado otorga garantías de estabilidad jurídica a los inversionistas
nacionales y extranjeros y a las empresas en que ellos invierten,
mediante la suscripción de convenios que tienen carácter de contrato-
ley, y que se sujetan a las disposiciones generales sobre contratos
establecidas en el Código Civil.
Garantías que el estado reconoce al inversionista
Tratamiento de igualdad, por el cual la legislación nacional no
discrimina a los inversionistas en empresas, en términos de su
condición de nacional o extranjero. Estabilidad del régimen del
Impuesto a la Renta, aplicable al inversionista, vigente al momento de
suscripción del convenio. Estabilidad del régimen de libre disponibilidad
de divisas y de remesa de utilidades, dividendos y regalías en el caso
de capitales extranjeros.
Garantías que el estado reconoce a la empresa receptora de la
inversión
• Estabilidad de los regímenes de contratación laboral vigentes al
momento de suscripción del convenio.
• Estabilidad de los regímenes de promoción de exportaciones
que sean de aplicación al momento de suscribirse el convenio.
• Estabilidad del Régimen del Impuesto a la Renta.
Suscripción de Convenios de Estabilidad Jurídica
Podrán suscribir los convenios de estabilidad jurídica los inversionistas y
las empresas receptoras de inversión, tanto en el caso de constitución
de nuevas empresas, así como para la ampliación del capital social de
empresas establecida. Asimismo, pueden suscribir los inversionistas
participantes en el proceso de privatización y concesiones y las
empresas involucradas en dicho proceso, que cumplan con los
siguientes requisitos:
• El inversionista deberá cumplir con uno de los cuatro
compromisos de inversión señalados a continuación: (i)
Efectuar, en el plazo de 2 años, aportes de capital por un
monto no menor de US$ 5 mm en cualquier sector de la
economía, con excepción de los sectores minería e
hidrocarburos; (ii) Efectuar, en el plazo de 2 años, aportes de
252
capital por un monto no menor de US$ 10 mm. en los sectores
minería e hidrocarburos; (iii) Adquirir más del 50% de las
acciones de una empresa en proceso de privatización o (iv)
Efectuar aportes de capital a la empresa beneficiaria de un
contrato de concesión y que establezca en el contrato como
mínimo los montos establecidos en los puntos (i) y (ii), según
corresponda.
• La empresa receptora de la inversión debe cumplir con los
siguientes requisitos: (i) Que uno de sus accionistas haya
suscrito el correspondiente convenio de estabilidad jurídica; (ii)
En caso se solicite la estabilidad tributaria, que los aportes a
recibir representen un incremento del 50% respecto del monto
total de capital y reservas, y sean destinados a incrementar la
capacidad productiva o al desarrollo tecnológico de la empresa;
(iii) Que se trate de la transferencia de más del 50% de las
acciones de la empresa, cuando se trate de proceso de
privatización y (iv) Que se trate de una sociedad beneficiaria de
un contrato de concesión.
• La vigencia de los convenios es de 10 años. En el caso de
concesiones, el plazo de vigencia del convenio de estabilidad
jurídica se extiende por el plazo de vigencia de la concesión.
• Los convenios de estabilidad jurídica derivan la solución de
controversias a tribunales arbitrales.
8.3.2 Régimen Tributario El Régimen Tributario Peruano se encuentra compuesto, entre otros, por los
siguientes impuestos: Impuesto a la Renta, Impuesto General a las Ventas,
Impuesto Selectivo al Consumo, Impuesto Temporal a los Activos Netos e
Impuesto a las Transacciones Financieras además del régimen aduanero.
8.3.2.1 Impuesto a la Renta
Es un tributo de periodicidad anual, que se aplica sobre las rentas
obtenidas por los contribuyentes domiciliados en el país y los
contribuyentes no domiciliados en el país sólo con respecto a la renta
proveniente de fuente peruana. En el caso de empresas, el impuesto se
aplica sobre cualquier ganancia o beneficio derivado de operaciones con
terceros, determinado al cierre de cada ejercicio económico. En el Perú
la tasa imposita el del 30%
253
Convenios para evitar la doble tributación internacional
Con la finalidad de evitar la doble tributación, Perú ha iniciado un
proceso de negociación de convenios bilaterales. A la fecha, Perú ha
suscrito convenios bilaterales para evitar la doble tributación con Chile y
Canadá.
8.3.2.2 Impuesto General a las Ventas (IGV)
El Impuesto se aplica sobre la venta en el país de bienes muebles, la
prestación o utilización de los servicios en el país, los contratos de
construcción, la primera venta de bienes inmuebles que realicen los
constructores de los mismos y la importación de bienes. La tasa
aplicable es del 19%, la cual incluye la tasa de Impuesto de Promoción
Municipal.
8.3.2.3 Impuesto Selectivo al Consumo (ISC)
El Impuesto grava la venta en el país, a nivel de productor, y la
importación de bienes tales como cigarrillos, bebidas alcohólicas, agua
gaseosa y mineral, otros artículos de lujo, combustibles, juegos de
casino y apuestas. La tasa del impuesto fluctúa entre 0% y 300%,
según el tipo de bien o servicio.
8.3.2.4 Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF)
Se trata de un impuesto de carácter temporal que grava las
operaciones bancarias en moneda nacional o extranjera (tanto débitos
como créditos). El impuesto es deducible para efectos del Impuesto a la
Renta y la tasa que rige para el año 2007 es de 0.08%.
8.3.3 Incentivo a la Inversión
8.3.3.1 Régimen de Recuperación Anticipada del IGV
Régimen General
El régimen consiste en la devolución del Impuesto General a las Ventas
pagado en las exportaciones y/o adquisiciones locales de bienes de
capital realizadas por personas naturales o jurídicas que se dediquen en
el país a actividades productivas de bienes y servicios destinados a
exportación o cuya venta se encuentre gravada con el Impuesto
General a las Ventas (IGV), y que no han iniciado aún sus actividades
comerciales.
254
Régimen Especial de Recuperación Anticipada del Impuesto General a
las Ventas (IGV)
El presente régimen consiste en la devolución del IGV que gravó las
importaciones y/o adquisiciones locales de bienes de capital nuevos,
bienes intermedios nuevos, servicios y contratos de construcción,
realizados en la etapa preproductiva a ser empleados por los
beneficiarios del Régimen directamente para la ejecución de los
proyectos previstos en los Contratos de Inversión y que se destinen a la
realización de operaciones gravadas con el IGV o a exportaciones.
Se pueden acoger al régimen las personas naturales o jurídicas que
realicen inversiones en cualquier sector de la actividad económica que
generen renta de tercera categoría (empresas) y cumplan con los
siguientes requisitos:
• Suscriban un Contrato de Inversión con ProInversión y el Sector
correspondiente, en representación del Estado,
comprometiéndose a realizar inversiones durante la etapa
preoperativa del proyecto por un monto no menor de US$ 5
000 000,00 (Cinco Millones y 00/100 Dólares de Estados Unidos
de América) . Dicho monto no incluye IGV. No se aplicará el
monto mínimo de inversión detallado anteriormente, a los
proyectos en el sector agrario.
• Que el proyecto que requiera de una etapa preproductiva igual
o mayor a dos años, contado a partir de la fecha del inicio del
cronograma de inversiones contenido en el Contrato de
Inversión.
• Obtengan la Resolución Suprema refrendada por el Ministro de
Economía y el titular del Sector correspondiente, aprobando las
personas que califiquen para el goce del régimen; así como los
bienes, servicios y contratos de construcción que otorgarán la
Recuperación Anticipada del IGV, para cada contrato.
Reintegro tributario del Impuesto General a las Ventas
El Régimen consiste en el reintegro de Impuesto que haya sido
trasladado o pagado en las operaciones de importación y/o adquisición
local de bienes intermedios, bienes de capital, servicios y contratos de
construcción durante la etapa preoperativa de la obra pública de
infraestructura y de servicios públicos. Siempre que los mismos sean
destinados a operaciones no gravadas con dicho impuesto y se utilicen
255
directamente en la ejecución de los proyectos de inversión en obras
públicas de infraestructura y de servicios públicos. El régimen se
aplicará a partir de la fecha de suscripción del Contrato de Inversión
respectivo.
Se pueden acoger al régimen, las personas jurídicas que hayan suscrito
un Contrato de Concesión al amparo de lo dispuesto por el Decreto
Supremo Nº 059-96-PCM y normas modificatorias, y cumplan con los
siguientes requisitos:
• Suscribir un Contrato de Inversión con ProInversión y el Sector
correspondiente, en representación del Estado para la
realización de inversiones en obras publicas de infraestructura y
de servicios públicos por un monto no menor de US$ 5 000
000,00 (Cinco Millones y 00/100 Dólares de Estados Unidos de
América) como monto de inversión total incluida la etapa
preoperativa . Dicho monto no incluye IGV.
• Contar con el Decreto supremo que los califique para gozar el
régimen, expedido por el Ministerio de Economía y Finanzas,
con voto aprobatorio del Consejo de Ministros.
• Encontrarse en la etapa preoperativa de la obra pública de
infraestructura y de servicios públicos materia del Contrato de
Inversión.
Medidas de Promoción a la inversión en el Sector Eléctrico
A toda la normatividad ya existente, en la Ley de concesiones del sector
eléctrico se contemplan beneficios a favor de los inversionistas
nacionales y extranjeros para invertir en este sector, en el título VIII
GARANTÍAS Y MEDIDAS DE PROMOCIÓN A LA INVERSIÓN e artículos
104 al 106 se contempla dichos beneficios:
• Artículo 104°.- Los contratos de concesión, una vez inscritos en
los Registros Públicos, constituyen ley entre las partes.
• La caducidad de una concesión, por razones distintas de las
señaladas en la presente Ley, deberá ser indemnizada al
contado, sobre la base del Valor Presente del Flujo Neto de
Fondos a Futuro que la concesión genera a su propietario,
empleando la Tasa de Actualización establecida en el artículo
79° de la presente Ley.
• Artículo 106°.- Los concesionarios así como las empresas que
se dediquen en forma exclusiva a las actividades de
256
generación, transmisión y distribución de energía eléctrica
tendrán los siguientes derechos: (i) Fraccionamiento hasta en
36 mensualidades de los derechos Ad Valorem CIF que grave la
importación de bienes de capital para nuevos proyectos,
expresados en moneda extranjera. Mediante Decreto Supremo,
elaborado por el Ministerio de Economía y Finanzas en
coordinación con el Ministerio de Energía y Minas, se
establecerán la tasa de interés aplicable al fraccionamiento, el
plazo para el pago de la primera cuota a partir de la
numeración de la respectiva Declaración de Importación, así
como las demás condiciones para su aplicación; (ii) Todas las
garantías del Régimen de Estabilidad Jurídica, Estabilidad
Tributaria y libre disponibilidad de divisas a los inversionistas
nacionales y extranjeros a que se refieren los Decretos
Legislativos N° 662, N° 668 y N° 757.
La promoción de la inversión privada en obras públicas de
infraestructura y servicios públicos
Mediante el Texto Único Ordenado aprobado por Decreto Supremo Nº
059-96-PCM, se establece que la promoción de la inversión privada en
obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, se realiza a
través del otorgamiento de concesiones. La entidad competente del
Gobierno Nacional para promover proyectos de inversiones, bajo la
modalidad de concesiones, es PROINVERSIÓN. A nivel regional o local,
los propios Gobiernos Regionales o Municipales son competentes para
promover proyectos de inversión dentro de sus jurisdicciones. En
PROINVERSIÓN, los procesos de entrega de concesión de obras
públicas de infraestructura y de servicios públicos son conducidos por el
Comité Especial en Activos, Proyectos y Empresas del Estado; y el
Comité Especial en Proyectos de Infraestructura y de Servicios Públicos.
Las concesiones se otorgan a través de Licitaciones Públicas Especiales
o Concursos de Proyectos Integrales nacionales o internacionales y se
formalizan con la firma de un contrato de naturaleza administrativa. El
contrato de concesión otorga al concesionario la ejecución y explotación
de determinadas obras públicas de infraestructura o la prestación de
servicios públicos por un plazo establecido. El contrato de concesión
establecerá, en su caso, los mecanismos que aseguren al concesionario
la percepción de los ingresos por tarifas, precios, peajes u otros
sistemas de recuperación de las inversiones, de acuerdo con la
257
naturaleza de la concesión. El concesionario no podrá establecer
exenciones en favor de usuario alguno. Las concesiones podrán
otorgarse bajo cualquiera de las siguientes modalidades: (i) A título
oneroso (el concesionario realizará una contribución en dinero u
otorgará una participación sobre sus beneficios a favor del Estado); (ii)
A título gratuito; (iii) Cofinanciada por el Estado (con entregas durante
la etapa de construcción o de explotación, reintegrables o no); (iv)
Mixta, cuando concurran más de una de las modalidades antes
señaladas.
Los concesionarios podrán incorporar en los contratos los siguientes
beneficios: (i) Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto
General a la Ventas; (ii) Depreciación anual de los bienes materia de la
concesión, o, depreciación total de dichos bienes durante el período
que reste para el vencimiento del plazo de la concesión; (iii) Cuando lo
solicite el concesionario o de oficio, el Estado podrá hacer efectivos los
apercibimientos y las sanciones correspondientes a los usuarios del
servicio u obra materia de la concesión, dentro de lo previsto en las
normas legales correspondientes y las disposiciones del contrato de
concesión.
8.3.3.2 Régimen de Depreciación Acelerada
Un mecanismo para incentivar las inversiones en infraestructura es la
denominada depreciación acelerada que posibilita un menor pago de
impuestos en los primeros años del proyecto que son trasladados a los
años en los que el proyecto está mas estable y maduro. Este incentivo
ayudará a los proyectos de centrales hidroeléctricas en los primeros
años de operación. Es importante mencionar que los primeros años de
operación de los proyectos (hidráulicos y en general) son los más
volátiles en ingresos y costos.
Actualmente, la normativa en el sector eléctrico ha entregado este
beneficio a los proyectos en centrales hidráulicas. Es decir, los nuevos
proyectos gozarán de este beneficio.
8.4 Posibilidad de Exportación a países vecinos y diseño de convenios o mecanismos que faciliten inversiones en centrales de magnitud apreciable
8.4.1 Marco normativo de la exportación de energía.
A continuación se precisa el marco normativo que sustenta la exportación de
energía eléctrica a paises vecinos.
258
El reglamento de exportación e importación de electricidad establece las
normas aplicables a las transacciones de importación y exportación de
electricidad entre el SEIN y los sistemas eléctricos de los países de la
Comunidad Andina (CAN), con los que se encuentre interconectado.
Para realización de las transacciones el COES deberá coordinar todas las
acciones que correspondad con los Operadores de los Otros Sistemas, debiendo
suscribir acuerdos operativos con esas instituciones. Para la entrada en vigencia
en el Perú, los acuerdos operativos deberán contar con la aprobación del
Ministerio de Energía y Minas.
La programación para un periodo diario de 24 horas será efectuada por
intervalos de 1 hora o fracción según sea fijado en los acuerdos operativos y
deberá ser publicado con anticipación al inicio de su ejecución. Asimismo, en los
acuerdos operativos y comerciales se establecerán los nodos frontera del SEIN
y del otro sistema asociados a cada enlace internacional.
El COES elaborará las curvas de oferta para cada uno de los nodos frontera del
SEIN y para cada periodo de horario. Éstas serán remitidas a los operadores de
los otros sistemas interconectados, según los procedimientos establecidos en
los acuerdos operativos. Por otro lado los precios que formen las curvas de
oferta deberán considerar todos los cargos variables asociados a la importación
o exportación, referidos al nodo frontera. Estos precios serán expresados en
Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica.
Por otro lado, el umbral de precios del SEIN será fijado anualmente por el
Ministerio de Energía y Minas a propuesta del COES. La fijación del valor
numérico del umbral de precios se basará en las estadísticas de, por lo menos,
12 meses y en las proyecciones de Importación y Exportación de electricidad.
La moneda de intercambio para efecto de la liquidación de las transacciones o
despachos realizados será el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. Las
fechas, plazos y procedimientos de liquidación comercial serán establecidos en
los acuerdos comerciales respectivos. El COES será el responsable de efectuar
los pagos y gestionar los cobros por este concepto.
Los contratos de Compraventa Intracomunitaria de electricidad son obligaciones
financieras asumidas por los Agentes Habilitados del SEIN (los integrantes del
SEIN autorizados para efectuar actividades de comercialización de energía
eléctrica en el mercado nacional tienen la calidad de Agentes Habilitados para
comercializar internacionalmente electricidad. El Ministerio de Energía y Minas
emitirá las constancias que se requieran para acreditar dicha calidad ante las
autoridades competentes de los otros sistemas) con Agentes Habilitados de
Otro Sistema Interconectado. Estos contratos no tienen ninguna influencia en el
despacho de generación ni en la operación del SEIN.
259
Los clientes libres nacionales podrán celebrar contratos de compra de energía
con Agentes Habilitados de Otros Sistemas que acreditarán su calidad como
tales ante el Ministerio de Energía y Minas en la forma que lo establezca.
Los retiros de energía del SEIN que se efectúen con cargo a los contratos de
compraventa estarán condicionados a la presentación de garantías de pago a
favor del COES por el agente a quien se impute dicho retiro. La liquidación de
las transacciones de compra y venta de electricidad entre agentes habilitados,
en le marco de los contratos de compraventa, será efectuada directamente por
ambas partes de los mencionados contratos.
Por otro lado, las instalaciones de los Enlaces Internacionales ubicados en
territorio peruano, forman parte del Sistema Principal de Transmisión del SEIN.
Asimismo, corresponde al Ministerio de Energía y Minas la elaboración del Plan
de Transmisión. La definición del programa de obras de Enlaces
Internacionales, se efectuará en coordinación con los organismos competentes
de los países involucrados.
8.4.2 Incentivo por la exportación de energía eléctrica en las inversiones en Centrales Hidroeléctricas.
La exportación de electricidad desde el Perú hacia otros países vecinos
incentivaría la inversión en centrales hidroeléctricas. Este incentivo,
básicamente, se explicaría por los mayores precios de energía que se
generarían con las transacciones al exterior; aprovechando los precios más
altos de energía en los países vecinos. Un ejemplo cercano, son los precios de
energía de Ecuador respecto a los precios peruanos.
Por otro lado, el crecimiento económico de la región arrastra el incremento de
consumo en energía por parte de las industrias de los países vecinos. Una
realidad, es el crecimiento productivo e industrial de Brasil que se presenta
como un potencial aliado para la exportación de energía eléctrica producida en
Perú, en las cuencas del Atlántico. Pero, también es necesario resaltar que esta
alternativa debe de ir acompañada de un plan de inversiones, no sólo en
generación, en las redes de transmisión. Por ello, se hace necesario que, para
el surgimiento de un potencial negocio de exportación de energía (no sólo a
Ecuador) a países de la región, el Estado tome la decisión y establezca las
estrategias y políticas generales para adaptar el sistema eléctrico (generación y
transmisión) a la posibilidad de exportación de energía.
En entrevista sostenida con el promotor del proyecto Central Hidroeléctrica
Santa Rita, manifiesta que una gran alternativa para incentivar el ingreso de
nuevos actores en el sector eléctrico es la exportación de la energía eléctrica;
enfatizando al gran mercado de la región, como es el brasilero. También indicó
260
que esto es desarrollado a través de políticas energéticas nacionales que deben
tener un inicio y un soporte en el Estado.
Asimismo, la posibilidad de exportar e importar energía tendría como una
buena alternativa la importación de energía, de países vecinos hacia el Perú, en
épocas de sequías o temporadas de precios altos de generación. Esto ayudaría
a mantener precios estables en el mercado eléctrico peruano, siendo una
alternativa la importación de ésta; más no siendo el objetivo principal de
diseñar las redes para el intercambio internacional de energía
8.5 Mercados de carbono (requisitos para acceder a MDLs) El Protocolo de Kyoto115 (en adelante PK) de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre Cambio Climático) impuso obligaciones de reducción de emisiones de gases de
efecto invernadero116 (en adelante GEI) a aquellos países del Anexo B117 que la han
ratificado.
El PK establece límites de emisiones de GEI equivalentes a un 5.2% de los niveles de
emisiones que cada país parte del Anexo B produjo en 1990. El cumplimiento de dichas
obligaciones de reducción de emisiones se verificará en el periodo de compromiso
comprendido entre el 2008 y 2012. La vigencia del PK cesará al final del mencionado
periodo de compromiso.
El PK creó tres mecanismos flexibles a fin de asistir a los países del Anexo B en la
reducción de sus emisiones de GEI. Los tres mecanismos flexibles son el comercio de
emisiones, el mecanismo de implementación conjunta y el mecanismo de desarrollo
limpio (en adelante MDL)118.
Por medio del MDL se realiza una inversión en un país en vías de desarrollo119, parte del
PK, por cuenta propia o de un tercero a fin de contribuir con el desarrollo sostenible del
país receptor del proyecto.
Un proyecto MDL debe producir menos emisiones de GEI de las que se producirían en
ausencia del mismo. A fin de poder determinar las reducciones de emisiones, que el
proyecto MDL busque alcanzar, se requiere contar con un escenario que represente las
emisiones de GEI que se producirían en la ausencia del proyecto a analizar. Este
escenario es denominado línea de base. El otro elemento sustantivo de un proyecto MDL
es la determinación del plan de monitoreo de emisiones que permita comprobar una
diferencia real en las emisiones generadas por el proyecto y aquellas proyectas por la
línea de base.
115 El Protocolo de Kyoto entro el vigencia el 16 de febrero de 2005 y se encuentra disponible en http://unfccc.int/resource/docs/convkp/kpspan.pdf 116 Los GEI regulados por el PK son: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Oxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos (HFC´s), Perflourocarbonos (PFC´s) y Hexafloruro de Azufre (SF6). 117 En el Anexo B figuran los países desarrollados y sus correspondientes compromisos de limitación o reducción de emisiones. 118 Articulo 12 del PK 119 El Perú ratificó el protocolo de Kyoto el 12 de septiembre de 2002.
261
Un proyecto de MDL generará certificados de reducción de emisiones CRE siempre y
cuando haya una diferencia entre la línea de base y las actuales emisiones generadas
por el proyecto. Cada CRE representa una tonelada métrica de dióxido de carbono
equivalente. Es importante señalar que el 2% de la participación en los ingresos (del
ingles share of proceeds) obtenidos de la venta de cada CRE es destinado a un fondo de
adaptación. También es deducida una tarifa administrativa a cada CRE emitido.
A fin que un proyecto MDL llegue a generar CRE se deberá seguir el proceso que se
detalla a continuación:
• Elaboración del Documento de Diseño del Proyecto (en adelante DDP)120 La
elaboración del DDP generalmente es asumida por el Proponente del Proyecto. El
DDP debe hacer referencia a la metodología de línea de base y al plan de
monitoreo del proyecto.
• La Autoridad Nacional Designada121 se encarga de autorizar el proyecto para lo
cual tendrá que declarar que el proyecto aporta al desarrollo sostenible del país y
que se acepta la transferencia de los certificados de reducción de emisiones a la
empresa o país inversionista.
• El DDP es luego examinado por una Entidad Operacional Designada (en adelante
EOD) que se encarga de comprobar que el proyecto se ajusta a los requisitos
establecidos para proyectos MDL a fin de otorgar su validación.
• La EOD después de validar el proyecto solicita el registro del mismo ante la Junta
Ejecutiva del MDL.
• Registrado el proyecto se inicia el monitoreo de sus emisiones de acuerdo con el
plan de monitoreo especificado en el DDP.
• La EOD revisará periódicamente las emisiones monitoreadas para determinar las
emisiones que el proyecto ha logrado reducir. Esta etapa es denominada
verificación. Luego de verificadas las emisiones del proyecto el EOD las
certificará. La certificación es la confirmación de la reducción de emisiones
verificadas.
• Finalizado el reporte de certificación, éste es presentado ante la Junta Ejecutiva
del MDL la cual expedirá los CREs.
8.5.1 Determinación del porcentaje de la inversión que se puede retribuir a través del mercado de carbono
Dicho porcentaje dependerá de los CREs que llegue a generar el proyecto MDL.
A fin de determinar el porcentaje de la inversión de los ingresos obtenidos por
la venta de CRE es necesario identificar las emisiones de GEI que el proyecto
produciría. En ese sentido, en el Perú el factor utilizado para determinar las
120 Formato de Documento de Diseño de Proyecto de la CMNUCC disponible en http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents/cdmpdd/English/CDM_PDD.pdf 121 En el Perú la Autoridad Nacional Designada es la CONAM
262
emisiones que la C.H. reduciría asciende aproximadamente a 0.47 toneladas de
CO2 equivalente por megavatio hora.
Asimismo, la tasa interna de retorno estimada para C.H. que califiquen como
proyectos MDL asciende entre 1 ó 2 por ciento.
8.5.2 Existencia de proyectos actuales que venden al mercado de carbono. Los proyectos MDL cuya actividad es la generación de electricidad a través de
una C.H. que han llegado a emitir CRE son los siguientes:
• C.H. Poechos, con una capacidad instalada de 15.2 MW y un total de
30,612 CRE emitidos.
• C.H. Santa Rosa, con una capacidad instalada de 4.1MW y un total de
30,612 CRE emitidos.
A continuación se identifican algunos proyectos MDL cuya actividad es la
generación de electricidad a través de una C.H. que han llegado a ser
registrados ante la Junta Ejecutiva:
• C.H. Tarucani I con una capacidad instalada de 49MW.
• C.H. Callahuanca con una capacidad instalada de 7.5 MW.
• C.H. La Virgen con una capacidad instalada de 64 MW.
8.6 Análisis del rol del Estado en garantías o financiamiento. El rol del Estado debe ser el de incentivar, promover y garantizar la inversión privada
nacional y extranjera requerida para impulsar la competitividad del mercado eléctrico, su
desarrollo sostenible que logre mejorar el servico público de electricidad en el país.
Asimismo, el Estado debe generar los procedimientos y mecanismos que hagan posible el
ingreso de nuevos operadores privados en el mercado. Estos procedimientos y
mecanismos deberán estar diseñados de manera tal que, sean comprensibles y
adaptables por los inversionistas y promotores.
El desarrollo de nuevas centrales hidroeléctricas son proyectos que ingresan a un
mercado maduro, de alta volatilidad pero con generación de márgenes o rentabilidades
para los operadores actuales y los operadores futuros. Asimismo, las estrategias
comerciales y financieras de los operadores pueden incrementar la rentabilidad de los
inversionistas o accionistas. Estas estrategias basadas en conocimientos de mercado,
know how en el manejo financiero y comercial y políticas de manejo corporativo de cada
uno de las empresas generadoras hace que el mercado sea activo, volátil y rentable.
Asimismo, en la actualidad más del 50% de empresas que intervienen en el sector
eléctrico es de propiedad privada y en el desarrollo de sus estrategias y negocios no han
recibido garantías financieras o financiamiento del Estado.
263
Adicionalmente, el acceso al financiamiento externo (vía entidades financieras,
organismos multilaterales o banca de fomento) no es un problema que se muestre o
perciba en el sector financiero. El punto clave está en que para que se aprueben las
líneas de crédito, los inversionistas o promotores deben de demostrar, a las entidades
financieras, que el proyecto es bueno y garantiza el retorno del financiamiento y de la
inversión.
Por lo mencionado anteriormente, el Estado NO debe de garantizar u ofrecer garantías
financieras a través de financiamientos para la ejecución de los proyectos.
En lo que SI debe intervenir el Estado es en minimizar los riesgos que alejan o hacen
lenta la inversión en centrales hidroeléctricas. Un ejemplo de esto último es, como se
realiza en Brasil, que el Estado elabore un plan de inversiones en centrales
hidroeléctricas a ser ejecutado por inversionistas privados, en el que se entreguen a los
desarrolladores del proyecto el estudio de factibilidad del proyecto; las autorizaciones
administrativas: servidumbres, permisos, derecho de aguas; la aprobación del estudio de
impacto ambiental y demas procedimientos administrativos aprobados. Una vez
designado el inversionista (por medio de concurso ante las propuestas de interés) se le
haría entrega de la concesión por un tiempo moderado para que inicien las obras. Para
ello, el inversionista deberá entregar una garantía de cumplimiento de ejecución del
proyecto al Estado. Asimismo, el inversionista devolverá al Estado los costos que éste ha
incurrido en la aprobación de los procesos administrativos. Esto último podría entenderse
como un pequeño financiamiento al inversionista; pero, en realidad es sólo eliminarle al
inversionista los riesgos pre-operativos de autorizaciones y permisos administrativos que
podrían desalentar las inversiones.
Por otro lado, el rol del Estado en busca de disminuir los riesgos del sector para el
ingreso de nuevos operadores podría generar el mercado mayorista de energía y ampliar
el horizonte de tiempo permitido para la celebración de contratos de suministros a través
de las licitaciones. Estas acciones ayudarían a los promotores e inversionistas a disminuir
el riesgo de demanda y a bancar con mayor facilidad el proyecto, al tener la posibilidad
de obtener precios estables en el largo plazo e instrumentos financieros que reducirían el
riesgo de demanda a un determinado costo.
Como se ha indicado, el rol del Estado será la de un facilitador para la ejecución de
proyectos que permitan el crecimiento sostenible del mercado eléctrico, ampliar y
mejorar la confiabilidad del sistema, sostener las tarifas en el mediano y largo plazo y
desregular el sector de generación eléctrica.
264
8.7 Análisis de la Problemática de financiamiento con organismos multilaterales y la Banca de Fomento.
8.7.1 Cómo se deben hacer bancables los proyectos (Project Finance) para que
facilite el financiamiento de los mismos. Como se ha mencionado anteriormente la bancabilidad de los proyectos se hará
efectiva (acceso al financiamiento, sea a través de organismos multilaterales,
banca de fomento o entidades financieras) cuando los flujos de fondos del
propio proyecto generen márgenes suficientes que permitan cubrir los servicios
de deuda que se generarán por el financiamiento que requieran. Este
financiamiento será dirigido a una empresa nueva y antes de la inversión
(proyecto) no tiene activo alguno, lo que valida el hecho de que los acreedores
otorgarán créditos, principalmente, por las bondades del proyecto.
La estructura de financiamiento para este tipo de proyectos suele ser de la
siguiente manera:
• Recursos de terceros (financiamiento): entre un 75% y 90% del valor
de la inversión.
• Recursos propios (capital): entre un 25% y 10% de la inversión.
Por ello, se estima y se espera que los flujos del proyecto, razonablemente
acotados, sean predecibles, uniformes y sostenibles que respalden la
adquisición de los activos y su financiamiento. Las garantías de reembolso del
financiamiento son los propios flujos del proyecto y el pratimonio comprometido
de los inversionistas o promotores. Asimismo, para llevar adelante estos
proyectos, los inversionistas y promotores constituirán una sociedad de
propósito especial (SPE) cuyo objetivo central será el de llevar adelante el
proyecto de inversión. Ninguno de los actores (inversionistas o acreedores)
desearán correr el riesgo total del proyecto, por lo que tomarán solamente una
porción del negocio en sus balances. Por otro lado, esta clase de proyectos
requieren de esfuerzos de administración de riesgos en cada uno de los
componentes que significan movimientos de fondos, en sus etapas pre-
operativas y operativas; donde la labor importante es asignar los riesgos a los
que pueden asimilarlos de mejor manera.
Al acotar los riesgos (siendo administrados por quienes mejor los pueden
asimilar) se asumen que tienen un costo; entonces, descontado estos costos de
asegurar el flujo de caja se debe evaluar la rentabilidad del proyecto. Se trabaja
en lo posible con flujos ciertos y no con flujos esperados. Es por esto que,
cuanto más se logre acotar las inversiones y los flujos económicos netos de
caja, la posibilidad y el nicel de apalancamiento serán mayores. De lo contrario,
una situación que no permita estructurar los riesgos de forma razonable
conlleva que suban los precios de los créditos y las exigencias de rentabilidad
265
de los participantes (mayor riesgo absorvido, mayor rentabilidad exigida);
pudiendo generar un menor nivel de apalancamiento del proyecto. Es así que si
queda sin poder estructurar la solución a alguno de los riesgos identificados del
proyecto suele hacer que simplemente no se lleve a la práctica (es decir que el
proyecto NO se realice) por muy bueno que sea el proyecto en todos los demás
aspectos. A continuación se muestra las garantías y financiamientos requeridos
en las etapas pre-operativa y operativa del proyecto.
Elaboración propia
Es por ello que el acceso al financiamiento del proyecto ante organismos
multilaterales, banca de fomento o entidades financieras sólo se realizará si el
proyecto por sí mismo es capaz de generar rentabilidad para los financistas,
inversionistas y promotores. En reunión sostenida con el promotor del Proyecto
Central Hidroeléctrica Santa Rita manifestó que en relación a los ingresos del
proyecto, el banco les exigía contratos de suministro (PPA) con al menos 15
años de horizonte de tiempo y referente a los costos del proyecto, el banco les
exigía un EPC para acotar el riesgo de construcción; pero, incrementando los
costos de los mismos en aproximadamente 30%.
PROVEEDORESSOCIEDADSOCIEDAD
PROPPROPÓÓSITOSITO
ESPECIALESPECIAL
CLIENTES
Etapa Pre-Operativa
Etapa Operativa
Financiamiento Etapa Pre-Operativa
Promotores Socios Entidades Financieras
Garantías Etapa Pre-Operativa
Seguros Entidades Financieras SPE/Sponsors
Garantías de la SPE - Etapa Operativa
Seguros Entidades Financieras SPE/Sponsors
Garantías a la SPE - Etapa Operativa
Clientes Estado Seguros
Repago Financiamiento (Fideicomiso)
Promotores
Socios
Entidades Financieras
PROVEEDORESSOCIEDADSOCIEDAD
PROPPROPÓÓSITOSITO
ESPECIALESPECIAL
CLIENTES
Etapa Pre-Operativa
Etapa Operativa
Financiamiento Etapa Pre-Operativa
Promotores Socios Entidades Financieras
Garantías Etapa Pre-Operativa
Seguros Entidades Financieras SPE/Sponsors
Garantías de la SPE - Etapa Operativa
Seguros Entidades Financieras SPE/Sponsors
Garantías a la SPE - Etapa Operativa
Clientes Estado Seguros
Repago Financiamiento (Fideicomiso)
Promotores
Socios
Entidades Financieras
266
8.8 Otras medidas regulatorias y de otro tipo: propuestas de modificaciones. 8.8.1 Administración del Riesgo Pre-Constructivo
Entrega de Licencias y Permisos
Una norma con rango legal sería necesaria para controlar el riesgo derivado del
incremento indebido de costos como consecuencia de exigencias municipales
no amparadas por el marco legal en los procedimientos para la obtención de
licencias y permisos municipales.
Puede tenerse en cuenta para tales efectos el ejemplo de la norma emitida para
promover la expansión de servicios de telecomunicaciones122, que simplifica los
trámites y requisitos para la implementación de la infraestructura.
Adicionalmente, pueden tomarse en consideración los criterios establecidos por
el Decreto Legislativo emitido recientemente que establece medidas para
propiciar la inversión en materia de servicios públicos y obras públicas de
infraestructura123. El ámbito de aplicación de esta norma en el caso del mercado
eléctrico está limitado a las actividades de transmisión y distribución, así como
al alumbrado público, pero no incluye a la generación eléctrica. De acuerdo con
ello, resultaría necesario que la norma de rango legal cuya emisión se propone
incluyese expresamente a la actividad de generación.
La norma propuesta contendría un régimen especial para la instalación de
infraestructura y realización de obras para la construcción de CH cuya vigencia
sería temporal124. En dicho período se suspenderían los efectos de todas las
normas municipales y regionales que se opusieran a los criterios y
procedimientos establecidos por esta norma.
De acuerdo con ello, la norma a ser emitida incluiría los siguientes principios y
criterios:
• Centralización y concordancia de objetivos normativos:
Considerando la competencia exclusiva del MEM respecto de las
políticas sectoriales nacionales así como para el otorgamiento de
concesiones, autorizaciones, permisos, etc, se debe establecer que las
normas que expidan las demás instancias de la administración publica
distintas al gobierno central deben sujetarse y estar concordadas con la
normatividad sectorial en esta materia.
• Aplicación del Silencio Administrativo Positivo (SAP): Tods los
permisos y autorizaciones sectoriales, regionales o municipales que se
122 Ley Nº 29022, Ley para la Expansión de Infraestructura en Telecomunicaciones, publicada en el Diario Oficial el Peruano el 20 de mayo de 2007; y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 039-2007-MTC publicada en el Diario Oficial el Peruano el 13 de noviembre de 2007. 123 Decreto Legislativo Nº 1014 publicado en el Diario Oficial El Peruano 124 En el caso de la Ley Nº 29022, se ha establecido que esta norma tendrá un periodo de vigencia de 4 años.
267
requieran para realizar obras en las vías públicas para instalar
infraestructura correspondiente a Centrales Hidroeléctricas, estarán
sujetos al silencio administrativo positivo en el plazo de 30 días
calendario125. A efectos de acreditar que ha operado el SAP sólo se
requeriría declaración jurada del solicitante de aprobación ficta.
• Límites para el monto de los derechos de tramitación: Al
momento de establecer montos por derechos de tramitación para
acceso o conexión domiciliaria, para las empresas que realizarán la
actividad de generación eléctrica, las autoridades no podrán establecer
montos mayores al 1%(uno por ciento) de la UIT vigente.
• Requisitos para determinar tasas o derechos para la obtención
de permisos y autorizaciones: (i) Las Tasas deben responder a los
costos reales de prestación del servicio. Las entidades de la
administración pública están obligadas a publicar en el diario oficial la
estructura de costos que sustenta el monto de las tasas aplicadas; (ii)
Para el establecimiento de tasas municipales no pueden utilizarse
criterios tales como valor, medida, tipo o número de elementos a
instalar. Asimismo, tampoco pueden considerarse criterios como el
valor de la obra, la extensión del área que se ocupa, la forma de
desarrollar la obra, el tiempo de ejecución de la obra o similares.
• La instalación de infraestructura podrá realizarse sobre todo tipo de
predios (eriazos, rústicos, etc.) cuenten o no con habilitación urbana.
• Procedimiento Único. Con la finalidad de evitar multiplicidad de
criterios entre las distintas autoridades locales y/o regionales, se podría
establecer un procedimiento único para el otorgamiento de autorización
de instalación de la infraestructura, que debería ser implementado por
las autoridades competentes.
Aprobación de EIA
Recientemente se ha emitido el Decreto Legislativo Nº 1013, que aprueba la
Ley de Creación y Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente126. Esta
norma dispone la fusión del Consejo Nacional del Ambiente- CONAM en el
Ministerio del Ambiente, siendo este último el ente incorporante. De acuerdo
con ello, a partir de la entrada en vigencia de la norma, el Ministerio asume la
125 Cabe precisar que si bien el Decreto Legislativo Nº 1014 recoge un principio similar, se considera conveniente adoptar el criterio establecido en la Ley 29022 en la medida que la primera tiene un alcance más limitado, refiriéndose sólo a procedimientos tramitados ante autoridades municipales. 126 Publicado en el Diario Oficial el peruano el 14 de mayo de 2008.
268
función de dirigir y coordinar el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto
Ambiental.
Ahora bien, esta norma y sus posteriores modificaciones han señalado que el
Ministerio no asumirá la funcion de otorgar las certificaciones ambientales
correspondientes, entre las que se encuentra el EIA, sino que esa función sigue
correspondiendo a la autoridad competente del sector en el que la empresa
solicitante desarrolla su actividad productiva. No obstante lo anterior, se ha
previsto la facultad del Ministerio del Ambiente de revisar aleatoriamente los
Estudios de Impacto Ambiental aprobados por las autoridades competentes,
con la finalidad de coadyuvar al fortalecimiento y transparencia del Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental127.
Adicionalmente a lo anterior, recientemente se ha publicado un Decreto
Legislativo que modifica el artículo 18º de la LNSEIA128 a través de la cual si
bien la autoridad competente para aprobar el EIA continua siendo aquella
correspondiente al sector en el que la empresa solcitante desarrolla su actividad
productiva, se ha precisado que en el caso en el que el proyecto o actividad
cuya certificación ambiental se solicita, corresponda a otro sector, la autoridad
receptora de la solicitud deberá requerir la opinión del sector competente. De
acuerdo con ello, si bien esta modificación mejora la situación previa, en la
medida que al menos permite la intervención del sector al que pertenece el
proyecto a ser desarrollado, la regla establecida en esta norma continúa siendo
ineficiente, en la medida que centraliza la decisión de aprobación del EIA en un
sector que no necesariamente contará con el expertise para evaluar
adecuadamente el impacto del proyecto propuesto.
De acuerdo con ello, con el objetivo de centralizar la aprobación de EIA en una
sola autoridad, resulta recomendable modificar el artículo 18.2. de la Ley 27446
Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental estableciendo
que el EIA debe ser presentado ante la autoridad encargada de supervisar la
actividad productiva involucrada en el proyecto, con prescindencia del sector al
que pertenezca la empresa que lo ejecute.
Asimismo, con el objetivo de establecer la forma y los plazos en que se
requerirá la opinión de otras autoridades y los mecanismos de coordinación con
autoridades regionales y locales en el marco del procedimiento de aprobación
del EIA, a efectos de evitar superposición de funciones e incertidumbre
respecto de los plazos máximos de aprobación, sería recomendable modificar el
127 Decreto Legislativo Nº 1039, que modifica disposiciones del Decreto Legislativo Nº 1013, publicado en el Diario Oficial el Peruano el 26 de Junio de 2008 y Decreto Legislativo Nº 1078, que modifica la Ley 27446, publicado el 28 de junio de 2008. 128 Decreto Legislativo Nº 1078, Decreto Legislativo que modifica la Ley Nº 27446, Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental publica en el Diario Oficial El Peruano con fecha 28 d ejunio de 2008.
269
TUPA del Ministerio de Energía y Minas, aprobado por Decreto Supremo Nº
061-2006-EM, estableciendo los plazos máximos de espera para la respuesta a
las consultas efectuadas a autoridades distintas al gobierno central.Al respecto,
puede tomarse como referente para el establecimiento de un plazo máximo las
recientes disposiciones emitidas en relación con la reducción de plazos para la
emisión de pronunciamientos en relación con solicitudes de los administrados
sujetos al silencio administrativo positivo129.
Otorgamiento del Derecho de Aguas
Conforme a lo señalado, recientemente se ha creado la Autoridad Nacional de
Agua, como ente responsable de elaborar la política y estrategia nacional de
recursos hídricos y de establecer los procedimientos para la gestión de dichos
recursos130.
Al respecto, el Decreto Legislativo 1081 ha establecido que esta autoridad es el
ente rector del Sistema Nacional de Recursos Hídricos y entre sus funciones se
ha previsto el otrogamiento del derecho de uso de aguas, con lo cual esta
función ejercida previamente por el INRENA será realizada por esta autoridad.
No obstante, la norma no señala cuál será la itnervención de la ATDR en el
proceso de otorgamiento de derechos de uso de agua, aspecto que debería
regularse en el reglamento a ser emitido en un plazo de 90 días, con la
finalidad de promover la centralización y eliminar el requerimiento de que deba
contarse con la opinión previa de la ATDR para el otorgamiento de las licencias
de uso de agua.
Mayor predictibilidad para la obtención del CIRA
Si bien como se ha señalado previamente la Ley 28296, Ley General del
Patrimonio Cultural de la Nación y el TUPA del Instituto Nacional de Cultural
establecen el requisito de contar con el Certificado de Inexistencia de Restos
Arqueológicos - el CIRA y el procedimiento correspondiente para su obtención,
129 Decreto Legislativo Nº 1029, que modifica la ley del Procedimiento Administrativo General, Ley 27444 y Ley del Silencio Administrativo, Ley 29060, publicado el 24 de junio de 2008. 130 Decreto Legislativo Nº 997, que aprueba la Ley de Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura, publicado en el Diario Oficial El Peruano con fecha 13 de marzo de 2008. Esta norma estableció en su Primera Disposición Complementaria lo siguiente: Primera.- “Créase la Autoridad Nacional del Agua como organismo público adscrito al Ministerio de Agricultura, responsable de dictar las normas y establecer los procedimientos para la gestión integrada y sostenible de los recursos hídricos. Tiene personería jurídica de derecho público interno y constituye un pliego presupuestal. La Autoridad Nacional del Agua es la encargada de elaborar la Política y Estrategia Nacional de Recursos Hídricos y el Plan Nacional de Recursos Hídricos, ejerciendo potestad sancionadora en la materia de su competencia, aplicando las sanciones de amonestación, multa, inmovilización, clausura o suspensión por las infracciones que serán determinadas por Decreto Supremo y de acuerdo al procedimiento que se apruebe para tal efecto, ejerciendo en caso corresponda la facultad de ejecución coactiva(…)”
270
no se regula el supuesto en el que efectivamente se encuentren restos
arqueológicos en la zona en la que va ser desarrollado el proyecto.
De acuerdo con ello, resulta conveniente modificar el TUPA del Instituto
Nacional de Cultura, aprobado por Decreto Supremo Nº 022-2002-ED, a efectos
de establecer un procedimiento para el caso en el que se encuentren restos
arqueológicos en la zona en la que va ser llevada a cabo el proyecto,
determinando para el efecto los requisitos que deberán ser cumplidos por los
administrados, así como los plazos que tendrá la autoridad correspondiente
para su pronunciamiento.
8.8.2 Administración del Riesgo Legal y Regulatorio
Riesgo por Estabilidad del Marco Legal Aplicable a las Inversiones en
Generación
Se considera que la mejor alternativa de administrar el riesgo derivado de la
modificación del marco normativo es la suscripción de contratos ley con los
concesionarios de CH.
El marco legal que faculta a la suscripción de este tipo de contratos se
encuentra contemplado en el artículo 62 de la Constitución Política, en el
artículo 1357 del Código Civil y desarrollada específicamente en el marco del
proceso de promoción de la inversión privada en el artículo 6º de la Ley 26438.
Medidas para promover la inversión en CH
Considerando la problemática previamente descrita, se requiere de intervención
regulatoria a efectos de facilitar la entrada de proyectos de CH, lo cual puede
lograrse a través de reglas que permitan condiciones más flexibles de
suministro en las licitaciones destinadas al abastecimiento de empresas
distribuidoras. Por ello, es recomendable modificar el Reglamento de
Licitaciones de Suministro de Electricidad, Decreto Supremo 052-2007-EM, en
aspectos como los siguientes:
• Establecer que si bien las Ofertas implican la obligación de suministro
en las cantidades adjudicadas por cada Punto de Suministro, los
Postores pueden presentar Ofertas cuyo carácter vinculante se
encuentre sujeto a que se les adjudique el total de la potencia que
hayan ofertado.
• Establecer las reglas aplicables en caso de que los generadores
presenten Propuestas con un programa de inversión que incrementará
la oferta de generación según lo previsto en el artículo 8 numeral IV de
la Ley 28832, de modo que éste sea un mecanismo viable, para lo cual
271
es necesario que se ofrezcan las garantías para que los distribuidores
consideren seriamente esta opción de suministro. Esto puede lograrse
estableciendo que ese tipo de Propuestas deban incluir en el contrato
que acompañe las respectivas Ofertas el cronograma de hitos del
proyecto, siendo su incumplimiento causal de resolución del contrato, a
fin de que se constituya así en garantía de suministro. La supervisión
del cumplimiento de dicho cronograma quedaría a cargo del Conductor
del proceso y el OSINERGMIN podría sancionar en caso de
incumplimiento de cada hito. Adicionalmente, la resolución de un
contrato de suministro por la causal antes indicada debería autorizar al
Distribuidor que resolvió el contrato a convocar a nueva Licitación para
atender la respectiva demanda, sin la anticipación de 3 años prevista
en la Ley.
Medidas para controlar el efecto de la GRP sobre los ingresos de las CH
La GRP se encuentra establecida como un cargo regulado por el OSINERGMIN
que se incorpora anualmente en la tarifa de transmisión eléctrica dentro del
Peaje por Conexión al SPT, según lo previsto en los artículos 2.12, 6.2, 7.2, 7.4
y 7.6 de la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas
Natural. Las empresas concesionarias de Redes Principales tienen un ingreso
garantizado que se conforma por el pago que efectúan los generadores
eléctricos que utilizan gas natural y otros consumidores y además de la GRP. La
GRP se calcula como la diferencia entre el ingreso garantizado antes señalado y
el estimado de los ingresos esperados del servicio de transporte de gas natural
para el año de cálculo que se inicia, de conformidad con lo establecido en los
artículos 7.1 y 12.1 del Decreto Supremo 040-99-EM, Reglamento de la Ley
27133.
Como se ha mencionado, si bien teóricamente una opción para controlar el
riesgo derivado de la aplicación de la GRP es su eliminación, esta opción es
poco probable en tanto que puede ser cuestionada por la empresa
concesionaria del transporte del gas de Camisea por vulneración de su Contrato
de Concesión. En tal sentido, la opción más viable resulta el transformar la GRP
como un costo variable para todas las generadoras y no que funcione como un
costo fijo sumado al Peaje de Conexión al SPT. Para ello, la GRP se adicionaría
de forma proporcional y prorrateada al precio spot de toda la energía vendida
en el SEIN. Con esta transformación del carácter de la GRP el riesgo que
actualmente perjudica exclusivamente a las CH desaparecería, quedando más
bien como un mayor precio spot que sería asumido por la demanda.
272
Medidas para permitir la regulación de embalses
Según se ha explicado la regulación de embalses puede contribuir claramente a
la optimización del factor de utilización de las CH. En tal sentido, la propuesta
en este caso también es definir el mismo orden de prelación del uso del agua
para fines energéticos que para otros fines como los ganaderos o agrícolas,
como se ha mencionado previamente, pero además también resultaría
conveniente definir de forma complementaria esquemas a través de los cuales
se garantice a los desarrolladores de los proyectos de regulación de embalses,
sean los titulares de concesiones de generación hidroeléctrica o no, la
capacidad de neutralizar el aprovechamiento de sus inversiones por free riders.
Para ello se pueden establecer medidas para que los desarrolladores de esos
proyectos puedan exigir a todos aquellos usuarios de agua que se encuentren
aguas abajo algún tipo de compensación. Entre las medidas a considerar se
encuentran:
• Otorgar a quien construya el embalse el derecho de cobrar un cargo
por uso de las aguas del embalse para fines agroindustriales,
energéticos u otros según la actividad del tercero beneficiario.
• Licitar proyectos de construcción y administración de embalses para
que cualquier tercero independiente se dedique a esa actividad
cobrando un canon a las empresas usuarias del agua, ya sea
agroindustriales, generadoras eléctricas u otras.
8.8.3 Propuestas en subastas de concesiones En base al analisis del mercado brasileño, se proponen las siguientes medidas
para regular y propiciar las inversiones en Centrales Hidroelectricas en el
proceso de concesion de las mismas:
• El plazo de concesión debería ser de 20 años, el mismo que no debe de ser
renovable con la finalidad de inducir a los inversionistas a realizar las
inversiones requeridas y no postergar la inversión. El Estado toma la
Concesión, dimensiona mediante peritaje lo invertido por el anterior
promotor y termina los procesos administrativos.
• Lanza el Concurso con un Contrato Take or Pay, plazo 20 años, 5 años
máximos para construir la central y precio monómico establecido en el
concurso. El que obtenga la buena pro procederá a pagar al promotor
inicial. Debería evaluarse si el promotor inicial tiene algún incentivo
especial. Se establecería una garantía de fiel cumplimiento para asegurar
que se realice la inversión.
273
8.8.4 Concurso con Promotor Existente
La propuesta es que el promotor actual entregue la Concesión al Estado para
que éste último convoque a postores en un nuevo proceso de concesión. El
promotor actual o vigente tendría la prioridad en el nuevo concurso y su oferta
anterior es la que establecería el nivel mínimo en el nuevo concurso. Este
concurso consideraría la entrega de contrato Take or Pay al nuevo
concesionario (pudiendo adjudicarse la concesión, nuevamente, al mismo
promotor). Finalmente, se invertiría y se ejecutaría el proyecto con los
cronogramas y plazos establecidos.
Por otro lado, el Estado o el promotor privado realizarían los estudios de
ingeniería que determinen el perfil de la nueva central hidroeléctrica que
entrará en concurso. Sería importante contar con estudios de factibilidad que
determinen las características que tendría la nueva central a desarrollar. Este
estudio es presentado a concurso para que participen los inversionistas
interesados. Asimismo, todas las inversiones realizadas y los derechos cedidos
por el promotor o por el Estado son reembolsadas por el inversionista que
obtiene la buena pro del concurso. El procedimiento está regulado por el
Decreto Legislativo 1012, lo que haría falta es establecer el esquema
administrativo a seguir y que establezca los parámetros necesarios para
desarrollar un proceso eficiente en que ninguna de las partes (promotores
actuales o nuevos inversionistas) se vean perjudicadas ante el nuevo concurso.
Se muestra gráficamente el proceso descrito:
Elaboración propia
274
Elaboración propia
8.8.5 Concurso con Concesión del Estado El Estado, como dueño de las concesiones, efectúa concursos para entregar la
concesión del proyecto. Adicionalmente, se incluirán los contratos Take or Pay
(TOP) que viabilizarán el financiamiento de los proyectos, haciéndolos
bancables. En esta propuesta, el Estado tiene los derechos de la concesión por
lo que seré el encargado de realizar los estudios de factibilidad y proporcionar
la documentación administrativa. Adicionalmente, proporcionaría las
condiciones para que el proyecto sea competitivo: eliminación de barreras,
contrato take orp pay, medidas promocionales en tarifas, disminución del costo
de las líneas de transmisión, entre otros. Este esquema hará que el
concesionario sólo asuma el riesgo inherente al negocio, equiparando las
condiciones que presentan las centrales térmicas actualmente.
275
Elaboración propia
La convocatoria al concurso sería efectuada por el Estado, en la que tendrían
que efectuarse las bases del concurso que establecerían los contratos take or
pay y los procedimientos para que el ganador del concurso reembolse las
inversiones al promotor y al Estado por los gastos incurridos). Los parámetros y
requisitos para los concursantes estarían establecidos:
• Bases
• Contrato
• Factores de competencia
• Cronograma e hitos de inversión
• Duración de los contratos Take or Pay
• Garantías de cumplimiento
• Reajustes
• Entre otros
El Estado, como parte de la promoción en inversiones de centrales
hidroeléctricas otorgará los estudios previos y las autorizaciones para la
ejecución del proyecto:
• Estudios técnicos
• Estudios y autorizaciones ambientales
• Autorizaciones y permisos administrativos
• Licencias: derecho de aguas y servidumbres
• Estudios de conexión al SEIN o Sistema Aislado
• Contratos Take or Pay
276
• Medidas promocionales o de equilibrio de competencia
8.8.6 Retribución por energía limpia
La convocatoria al concurso sería efectuada por el Estado, en la que tendrían
que efectuarse las bases del concurso que establecerían los contratos take or
pay y los procedimientos para que el ganador del concurso reembolse las
inversiones al promotor y al Estado por los gastos incurridos). Los parámetros y
requisitos para los concursantes estarían establecidos:
8.8.6.1 Impacto Ambiental
Las energías renovables y la energía hidráulica a gran escala impactan
al medio ambiente en menor magnitud que las energías generadas por
combustibles fósiles. La energía eléctrica generada por medio del gas
natural en ciclo combinado emite 125 veces más emisiones
contaminantes al medio ambiente que la energía eléctrica hidráulica por
cada GWH producido. Se adjunta cuadro que muestra las emisiones
emitidas por cada tecnología de generación de electricidad:
Por otro lado, los daños producidos por la emisión de contaminantes, a
través del estudio de CEPAL de febrero del 2007 (“Análisis económico
de los costos externos ambientales de la generación de energía
eléctrica”) se muestra que la generación de energía hidráulica es menos
contaminante que las energías térmicas. Se adjunta el cuadro resumen
del estudio:
277
Asimismo, se adjunta el cuadro resumen:
Fuente: CEPAL Elaboración propia
Comparando los costos por los daños ambientales entre las
generadoras térmicas a gas natural de ciclo combinado y las hidráulicas
respecto al precio promedio de la energía (US$ 31.5 / MWH) se
obtiene:
• La cuantificación de los daños (de acuerdo al estudio de CEPAL)
de la generación a gas natural es el 29% del valor promedio de
la tarifa actual de energía.
• Los daños en generación hidráulica representan el 1% de la
tarifa actual.
• Con lo que se puede concluir que la generación hidráulica tiene
un costo de contaminación de 45 veces menor al Gas Natural:
278
8.8.6.2 Energía renovable
La expansión demográfica y el crecimiento económico en los países
hace que aumente el consumo energético provocando un agotamiento
de los recursos para cubrir la demanda y el aumento de CO2
atmosférico y cambio climático. La generación de energía en Perú a
base de energía renovable (hidráulica) representa más del 60% del
total de la oferta de generación dentro del Sistema Interconectado
Nacional (SEIN). Por este motivo, los precios marginales del SEIN
dependen, en gran medida, de la hidrología que se presente en cada
año. El resto de oferta de generación está compuesta por las centrales
térmicas que utilizan como combustibles el Gas Natural, Carbón, Diesel
o Residual; las cuales en base a su eficiencia y variación del costo de
sus combustibles tienen costos variables diferentes.
En los últimos años, en especial en 2004 y 2005, se ha presentado la
salida de unidades de generación térmicas que utilizaban combustibles
“caros” (diesel o residual). Esto, debido principalmente al gran aumento
de los precios de estos combustibles que originaban que estas unidades
no puedan operar. A partir de septiembre 2004, el Gas Natural de
Camisea llegó a Lima, lo que originó que se realicen las conversiones de
las centrales que utilizaban combustibles “caros”, por combustibles más
económicos, como fue el caso de las centrales térmicas de Ventanilla y
Santa Rosa.
Los costos de la inversión para proyectos con energías renovables son
altos con respectos a los usados en generación térmica a carbón o gas,
según muestra el siguiente cuadro de comparación de costos de
inversión.
279
8.8.6.3 Incentivo por energía limpia
Como se ha indicado, la energía hidráulica genera menor daño al medio
ambiente. Asimismo, existe un diferencial de costos expresado en
daños al medio ambiente respecto a las centrales hidráulicas y
térmicas. Por otro lado, el sistema se ve favorecido por las nuevas
centrales de generación hidráulica, le proporcionan confiabilidad y
estabilidad, por lo que una alternativa a tener una tarifa diferenciada es
que el sistema absorba el costo de transmisión de la central a la red
principal. Esta propuesta equipararía las ventajas que tienen las
centrales térmicas al poder ubicarse cerca de las red del sistema
eléctrico y se justifica por los costos ambientales menores, la
confiabilidad y estabilidad del sistema eléctrico al contar con diferentes
fuentes de energía distribuida y menos contaminantes.
Adicionalmente, las generadoras hidráulicas tienen que ubicarse donde
está el recurso hídrico que normalmente está alejado de la red de
transmisión; así que tienen que invertir en líneas de transmisión para
poder conectarse al SEIN. Esto conlleva a una inversión a considerar
por el inversionista. Por otro lado, las generadoras térmicas se pueden
ubicar más cerca de la carga o a las redes del sistema. Esto representa
una falta de equidad e igualdad de condiciones entre ambas
tecnologías. La inclusión de una nueva Central Hidroeléctrica al sistema
dará mayor confiabilidad y estabilidad al Sistema Total por el concepto
de Generación Distribuidas.
Fuente: Comisión Nacional de Energía del Gobierno de Chile. Agosto 2005
280
Debido a que las centrales hidroeléctricas presentan un menor impacto
o daño medioambiental; requieren de mayores inversiones para
conectarse al sistema y brindan confiabilidad y estabilidad al sistema
total se propone que se diferencie o “premie” estas ventajas. Para ello,
se propone que como parte de la promoción del Estado para la
inversión en generación hidráulica se le reconozca a esta tecnología un
cargo adicional de energía limpia del orden de 5%. Para el modelo de
San Gabán presentado en el presente documento se ha sensibilizado los
ingresos incrementando en 5% la tarifa obteniendo una rentabilidad al
accionista superior en 1.6%.
9 Alcances y límites de la intervención del Estado en la promoción de
inversiones en Centrales Hidroeléctricas
9.1 Alcances de la intervención del Estado y del Regulador para garantizar
estabilidad en los flujos de proyectos en Centrales Hidroeléctricas
El Estado al igual que el ente regulador deben sumar esfuerzos en promover el libre
desenvolvimiento del mercado de generación motivando la libre competencia entre los
actores actuales y facilitando el ingreso de nuevos actores al mercado. Por otro lado, las
empresas de generación con participación accionaria del Estado deben de actuar en el
mercado de la misma forma que actúan las empresas privadas; es decir, con libertad de
decisión para el manejo administrativo y comercial de la empresa.
Sin embargo, para la generación de la libre competencia del mercado, el Estado y el
regulador deben de desarrollar los mecanismos necesarios (normas y procedimientos)
que conduzcan a este comportamiento. Pero, por otro lado, deben de garantizar a los
CT 1 CT 4
CT 3 CT 2
CARGA
C. H.NUEVA
281
consumidores finales el pago de tarifas justas, lo que los obliga a intervenir, de manera
obligada, en el mercado. Es por ello, que se debe encontrar el equilibrio de la
intervención del Estado en el mercado.
La primera intervención directa del Estado y el ente regulador en el mercado de
generación es la formación de las tarifas o precios regulados. Actualmente, muchos
paises de la región y países desarrollados han optado por la libre formación de los
precios; dejando al mercado actuar libremente. Esta decisión de los estados es conocida
como la desregulación del mercado que en países como Brasil, Colombia y Chile, en
sudamérica, se inició con las conocidas subastas o licitaciones. Al igual que en nuestro
marco legal, Chile y Brasil consideran precios de reserva (precios máximos para el caso
peruano) en el que regulan un tope máximo en el precio y 15 y 20 años de horizonte de
tiempo, respectivamente, para los contratos concebidos en las licitaciones. Sin embargo,
el sistema colombiano considera la intervención de comercializadores de energía
(brokers) que pueden efectuar contratos y/o transacciones en el mercado regulado,
mercado libre o mercado spot. Asimismo, la existencia de un mercado mayorista de
energía posibilita la utilización de instrumentos financieros (opciones de compra y venta
de energía) a las empresas generadoras. En Colombia no existe un periodo máximo en la
celebración de los contratos, siendo ambas empresas las que deciden la duración del
contrato.
En este sentido, la intervención del ente regulador y del Estado en la formación de
precios de generación debe ir disminuyendo paulatinamente; pero, asegurando que los
mecanismos de formación de precios del mismo mercado sean los más justos sin afectar
a los consumidores finales ni a las empresas generadoras. Asimismo, los procedimientos
de esta formación de precios deben conducir y fluir en precios estables y transparentes
en el largo plazo para que permitan el ingreso de nuevos inversionistas con nuevas
centrales eléctricas. También, es predecible que ante el aumento de inversionistas
(incremento en la capacidad del sistema) y de la oferta de energía, los precios del
mercado en el largo plazo disminuirán. Por ello, si el Estado y el ente regulador orientan
las políticas del sector a incentivar y promover el ingreso de nuevos inversionistas
estarán contribuyendo a que, en el futuro, las tarifas al consumidor final disminuyan.
La segunda intervención directa del Estado es en el otorgamiento de concesiones,
autorizaciones, servidumbres y aprobaciones administrativas (EIA y Derecho de Aguas)
que conllevan la ejecución de nuevos proyectos de centrales eléctricas. Para ello, el
Estado debe de crear y mantener procedimientos claros y transparentes que faciliten el
correcto cumplimiento por parte de los inversionistas. Actualmente, existen algunos
procedimientos que no están claros (descritos a lo largo del texto) que dificultan la
obtención y el cumplimiento de los requisitos.
Por otro lado, el Estado, como política de incentivo en la inversión de centrales
hidroeléctricas, puede desarrollar un plan de inversiones en estas centrales que contenga
282
el estudio de factibilidad de cada proyecto, el estudio de impacto ambiental aprobado y
las autorizaciones administrativas correspondientes (es decir que se encuentren saneados
los requisitos administrativos) dejando, sólo pendiente la concesión del proyecto. Con
ello, los inversionistas interesados solicitarían la concesión del proyecto en el que tengan
interés. La entrega de la concesión del proyecto involucraría la devolución de la inversión
realizada por el Estado en la obtención de la aprobación de los estudios previos;
condicionando el inicio de la ejecución del proyecto en un periodo no mayor a dos años.
Para ello, el inversionista adjuntaría una garantía de cumplimiento de ejecución del
proyecto que se haría efectiva si el inversionista no ejecuta la obra. Lo descrito de alguna
manera elimina los riesgos pre-constructivos de obtención de autorizaciones, facilitando
la ejecución del proyecto. Sin embargo, esto activará las inversiones si los promotores e
inversionistas pueden financiar o bancar el proyecto a través de contratos de suministro
de largo plazo que garanticen ingresos estables y sostenibles en el periodo de
financiamiento.
La tercera intervención del Estado se da ante fallas del mercado y crisis del sector que
eviten daños mayores a los consumidores y a las empresas del mercado eléctrico. Este
tipo de intervención se hace necesaria y correcta ante situaciones de emergencia en las
que peligran el abastecimiento oportuno del suministro eléctrico para el Servicio Público
de Electricidad, siendo un problema de interés público. Las características de estas
intervenciones deben mostrar que es la mejor alternativa de solución para el sector
(pudiendo afectarse a determinado subsector) y que por encima de todo el Estado ha
intervenido para salvaguardar el interés público. Estas intervenciones son captadas
rápidamente por los inversionistas que, ante este tipo de intervenciones, pueden decidir
NO ingresar a invertir en el sector.
La cuarta intervención del Estado y del ente regulador es en la fiscalización de la buena
operación y performance de las empresas del sector. Para que este accionar no sea
percibido como intromisión (que de antemano no lo es) por las empresas del sector, es
necesario que las intervenciones y/o pronunciamientos sean lo más justas, y
transparentes.
Por último, la intervención del Estado y del ente regulador debe orientarse al incentivo
que promueva el ingreso de nuevos operadores y actores que dinamicen y desregulen el
mercado. Esto garantizará el buen desarrollo y crecimiento del mercado. Sin embargo, es
necesaria la intervención oportuna, clara y contundente del Estado ante fallas y crisis en
el mercado eléctrico.
9.2 Intervención del Estado
La intervención del Estado debe estar orientada a promocionar la inversión (pública o
privada) en centrales de generación que garanticen la confiabilidad, estabilidad y
283
sostenibilidad del sistema. Esto combinado con el mantenimiento y protección al Medio
Ambiente a través del incentivo al uso de energías renovables y limpias.
Los mecanismos de promoción del Estado han sido descritos en los acápites anteriores
incidiendo en la ejecución de un plan energético viabilizado a través de la elaboración de
concursos de concesión. Estos mecanismos son utilizados en otros sistemas de la región;
teniendo un ejemplo cercano al del sector brasilero.
10 Conclusiones y Recomendaciones
Del trabajo realizado para el Análisis de las Barreras de Entrada para la Inversión en
Centrales Hidroeléctricas se desprenden las conclusiones y recomendaciones que serán
descritas en este capítulo. Es importante mencionar que para la elaboración del presente
documento se han realizado entrevistas a los principales actores en la inversión de
centrales hidráulicas. Con los puntos de vista y la experiencia transmitida por cada uno de
ellos se ha podido enriquecer el trabajo y obtener conclusiones que, se espera, puedan
aportar al desarrollo del parque energético y al incremento de las inversiones en el sector
de generación eléctrica.
Del análisis elaborado, es claro que el principal problema para desarrollar inversiones en
centrales hidroeléctricas en el Perú es el acceso al financiamiento; denominado a lo largo
del estudio como bancabilidad del proyecto. Para obtener este financiamiento, es necesario
que el proyecto de una nueva central pueda generar flujos de caja que soporten el pago
del mencionado financiamiento (servicio de deuda y rentabilidad de inversionistas). Estos
flujos generados por el propio proyecto deben de ser predecibles, sostenibles y, en lo
posible, estables que garanticen el retorno del financiamiento y de la inversión. La
estabilidad de los flujos estará reflejada en los ingresos y costos a lo largo del proyecto. Es
por ello, que para obtener ingresos “seguros” (estables) se requieren de precios estables
en el largo plazo. Asimismo, la estabilidad de los costos de la inversión y de los costos de
operación y mantenimiento estará dada por un adecuado manejo de los inversionistas. Los
promotores de este tipo de proyectos coinciden y afirman este enunciado, acotando que la
bancabilidad del proyecto es el punto clave para el desarrollo del proyecto.
La promoción de las inversiones en centrales hidroeléctricas requieren de medidas
normativas y procedimientos que el Estado debe de adaptar a la normativa actual vigente.
Dentro de las medidas que se proponen en el presente documento destacan la creación de
Licitaciones de las concesiones, de forma similar a la desarrollada en el sistema eléctrico
brasilero. Estas licitaciones se dividirían en dos: (i) aquellas concesiones que están en
posesión del Estado y (ii) las concesiones que se encuentran en manos de promotores.
Ambos esquemas de licitación de la concesión incluyen la entrega de la concesión con
284
estudios técnicos y ambientales desarrollados así como permisos y autorizaciones
administrativas y ambientales. Asimismo, incluyen un contrato Take or Pay, que entregaría
el Estado, para garantizar el flujo de ingresos por un periodo de largo plazo (20 años).
Este contrato Take or Pay permitirá financiar o bancar el proyectos a través de entidades
financieras; debido principalmente que el pago del servicio de deuda estará garantizado
por el contrato.
Adicionalmente, se propone un incentivo a la generación de energía limpia que producen
las centrales hidroeléctricas. Este incentivo está sustentado en el menor impacto al medio
ambiente (económico y ambiental) que producen las centrales hidráulicas frente a las
térmicas; la mayor inversión que deben de efectuar los proyectos hidráulicos por concepto
de conexión al SEIN a través de una línea de transmisión y por el beneficio que entregan
las centrales hidroeléctricas bajo el concepto de Generación Distribuida (confiabilidad y
estabilidad al sistema en conjunto). Estas ventajas o bondades de las generación hidráulica
podrían ser “premiadas” con un incremento en la tarifa del 5%, de acuerdo a lo explicado
en el presente documento.
Por otro lado, el marco normativo actual incluye algunos procedimientos administrativos
que generan barreras en la inversión de nuevas centrales hidroeléctricas. El
“destrabamiento” de estos procesos agilizará el interés y la decisión de los inversionistas
en tomar o no un proyecto de largo plazo. Actualmente, los procesos que generan ciertas
demoras son: la entrega de permisos y licencias por parte de los gobiernos locales y/o
regionales; el otorgamiento de los Derechos de Agua por parte de la autoridad
competente; la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental y la entrega de
servidumbres. Asimismo, la intromisión de algunos actores (comunidades campesinas,
gobiernos locales, pobladores de las zonas aledañas, entre otros) retraza y/o desincentiva
el interés por el desarrollo de proyectos; quedando éstos paralizados sin opción a retomar
la ejecución de la obra.
También, los desarrolladores de proyectos de nuevas centrales hidroeléctricas perciben
como un gran riesgo en el éxito del proyecto el aspecto comercial referido a la variabilidad
de los ingresos generado por la formación de precios. Para ello, se propone que el Estado
a través de las licitaciones de concesiones entregue un contrato Take or Pay al ganador de
cada concurso. Este contrato incluirá el volumen de energía a vender, el precio de venta
de la energía y el periodo de duración del contrato, que deberá calzar con el periodo de
pago del servicio de deuda para la ejecución del proyecto. La creación de un mercado
mayorista de energía posibilitará la cobertura, a través de instrumentos financieros, de
posibles incrementos de los precios del mercado spot. La posibilidad de contar con
opciones de compra y venta de energía cubriría el riesgo mencionado, favoreciendo a la
285
estabilidad de los flujos del proyecto de las nuevas centrales. Experiencias internacionales
como la colombiana muestran que el mercado mayorista de energía dinamiza el mercado
eléctrico.
Por otro lado, los inversionistas de estos proyectos perciben como grandes riesgos a los
hidrológicos y constructivos que pueden originar desbalances en los flujos del proyecto. La
administración de estos riesgos es una tarea que deberán de asumir y controlar con una
exitosa estrategia y un adecuado programa de inversión.
De los resultados del modelo económico financiero, se observa que ante supuestos válidos
(9% de tasa de interés de la deuda a generarse; inversión de US$ 1,300 / Kw – inversión
considerada en la C.H. Quitaracsa – entre otros) el financiamiento y/o bancabilidad de este
tipo de proyectos es posible a ciertas condiciones. Con las condiciones base del modelo
(80% de deuda frente a 20% de aporte de capital y 80% de la potencia contratada) el
proyecto es bancable. Bajo este escenario base, es importante mencionar que, para que
sea más atractivo a los inversionistas y financistas un esquema de 90% de deuda y 10%
de capital es recomendable y es lo practicable por el mercado. Bajo condiciones de
estabilidad de ingresos y costos en el largo plazo (para el modelo desarrollado es de al
menos 20 años que equipara al horizonte de deuda) el financiamiento puede obtener estos
porcentajes de participación por el lado de los financistas. Para llegar a niveles de relación
deuda / capital de 9 (90% deuda y 10% capital) será necesario el incremento de los
ingresos en el largo plazo. Por ello, las simulaciones del modelo muestran que ante un
incremento del 10% en la tarifa (respecto a la actual) el futuro operador podrá conseguir
en contratos futuros sólo el 70% de la capacidad de generación (asumiendo una relación
D/C de 9), disminuyendo y acotando el riesgo de desabastecimiento por sobrecontratación
o contratación al tope de su capacidad. Bajo los precios actuales debería de conseguir
contratos de por lo menos el 80% de su capacidad de generación con lo que estaría
asumiendo el riesgo de desabastecimiento. Por otro lado, ejecutando simulaciones con
incremento del 10% del precio actual, el proyecto podría soportar un incremento de USD
200.00 por cada Kilowatt. Es decir, el proyecto sería viable y bancable a USD 1,500 / Kw
considerando una deuda del 80% y un aporte de capital del 20% y una potencia a
contratar del 80% de su capacidad de generación. Mantendría el riesgo de
desabastecimiento pero haría bancable el proyecto ante un incremento del costo de
inversión por kilowatt.
Asimismo, se adjuntan las propuestas de modificaciones a la norma vigente, estando éstas
centradas en la disminución de los riesgos Pre-constructivos y los riesgos legales y
regulatorios que actualmente asumen y administran los actores del sector de generación
eléctrica.
286
11 ANEXOS 11.1 Anexo 1: Proyecto de Ley de Promoción de Centrales Hidroeléctricas
PROYECTO DE LEY DE PROMOCIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS131
I. EXPOSICION DE MOTIVOS
En el Perú, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica ha bordeado el 6%, provocando
que la reserva de generación disminuya de un 57% en el año 2001 a un 39% en el 2007.
Siendo que, en el caso específico de las Centrales Hidroeléctricas, su participación en la
generación de energía ha disminuido en términos relativos de un 59% en el 2001 a un 51% en
el 2007, esto básicamente por la falta de inversiones en el sector energético y específicamente
en la construcción y puesta en operatividad de centrales hidroeléctricas, lo cual se justifica
básicamente, por lo siguiente:
1. El sector eléctrico concentra su actividad principalmente en Lima, desde donde la
energía se lleva a diferentes partes del país a través de líneas de transmisión; las
cuales cada vez disponen de menos capacidad de transporte, debido al incremento
de la demanda que están alcanzando las provincias del país.
2. Los riesgos asociados a la inversión en centrales hidroeléctricas son múltiples,
pudiendo abarcar riesgos de demanda de la energía, riesgos pre-constructivos
como la obtención de permisos y licencias, riesgos constructivos asociados con el
incumplimiento en la fecha de la terminación de la obra; sin embargo los más
amplios son los riesgos legales y regulatorios, lo cuales pueden agravar o atenuar
los riesgos anteriores.
3. El marco normativo no resulta propicio al presentar plazos y requisitos inexactos,
superposición de procedimientos, dificultades en la obtención de licencias,
permisos, derechos de servidumbre, aprobación de EIA´s, emisión de CIRA´s, etc,
lo cual finalmente, no solo genera incertidumbre sino que incrementa de los costos
y tiempos de inversión.
II. FINALIDAD DE LA LEY
La finalidad de la Ley de Promoción para la Construcción de Centrales Hidroeléctricas es
establecer a través de la generación de un marco normativo predecible, específico y no
131 Se ha realizado un proyecto de ley que necesita ser revisado exhaustivamente por las autoridades competentes para su mejora y puesta en marcha.
287
dilatorio, medidas que incentiven la instalación y desarrollo de la infraestructura en este tipo de
centrales; ya que se aspira a satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica, por considerar
este servicio de interés y necesidad pública.
LEY DE PROMOCIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Artículo 1.- Objeto de la Ley
La presente Ley tiene por objeto establecer un régimen especial y temporal en todo el territorio
nacional, especialmente en áreas rurales, lugares de preferente interés social y zonas de
frontera, para la instalación y desarrollo de la infraestructura necesaria para el desarrollo del
sector energético, al considerar estos servicios de interés y necesidad pública como base
fundamental para la integración de los peruanos y el desarrollo social y económico del país.
Artículo 2.- Ámbito de aplicación de la Ley
La presente Ley es de aplicación y observancia obligatoria en todas las Entidades de la
Administración Pública, cuyo pronunciamiento sea requerido para la instalación y operación de
infraestructura necesaria para la instalación de infraestructura y realización de obras para la
construcción de Centrales Hidroeléctricas.
Artículo 3.- Competencia Sectorial del Ministerio de Energía y Minas
Corresponde al Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Energía y Minas, en forma exclusiva y
excluyente, la adopción de políticas y normas de alcance nacional, así como el otorgamiento de
las concesiones, autorizaciones, permisos y registros para la instalación de infraestructura y
realización de obras para la construcción de Centrales Hidroeléctricas, entre otras funciones
previstas en el ordenamiento legal vigente. Ello sin perjuicio de las facultades que la legislación
vigente asigna al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, en materias de su
competencia.
Las normas que, en atribución de sus funciones y ejercicio de competencias, expidan las demás
instancias de la Administración Pública distintas al Gobierno Nacional, deben sujetarse y estar
concordadas con la normatividad sectorial de alcance nacional sobre la materia y con las
necesidades de despliegue de la Infraestructura necesaria para la prestación de servicios
públicos en el sector energético, de conformidad con el artículo 1°.
Artículo 4.- Régimen de permisos y/o autorizaciones
Todos los permisos sectoriales, regionales, municipales o de carácter administrativo en general,
que se requieran para abrir pavimentos, calzadas y aceras de las vías públicas, para ocupar las
vías o lugares públicos, así como para instalar en propiedad pública la infraestructura y realizar
obras para la construcción de Centrales Hidroeléctricas, estarán sujetos al silencio
288
administrativo positivo, en el plazo de (30) días calendario. A efectos de acreditar que ha
operado el silencio administrativo positivo sólo se requerirá una Declaración Jurada del
solicitante manifestando dicha aprobación ficta.
Artículo 5.- Tasas o derechos
Las Tasas o derechos, que resultasen exigibles para la obtención de permisos y/o
autorizaciones a que se refieren los artículos precedentes, deberán responder a los costos
reales en los que incurren las Entidades de la Administración Pública para su otorgamiento,
debiendo sujetarse a lo prescrito en los artículos 44 y 45 de la Ley N° 27444. Asimismo, las
Entidades de la Administración Pública estarán obligadas a publicar en el Diario Oficial El
Peruano, la estructura de costos que sustente el monto de las tasas aplicadas por tales
servicios.
Debe considerarse que para el establecimiento de tasas municipales no podrán utilizarse
criterios tales como valor, medida, tipo o número de elementos a instalar. Asimismo, tampoco
podrán considerarse criterios como el valor de la obra, la extensión del área que se ocupa, la
forma de desarrollar la obra, el tiempo de ejecución de la misma o similares.
Artículo 6.- Sobre la instalación de infraestructura
La instalación de infraestructura podrá realizarse sobre todo tipo de predios (eriazos, rústicos,
etc.) que cuenten o no con habilitación urbana.
Artículo 7.- Procedimiento Único
Con la finalidad de evitar multiplicidad de criterios entre las distintas Entidades de la
Administración Pública, en especial, autoridades locales y/o regionales, se deberá implementar
un procedimiento único para el otorgamiento de autorizaciones y/o permisos necesarios para la
instalación de infraestructura y realización de obras para la construcción de Centrales
Hidroeléctricas. Dicho procedimiento deberá ser dictado en el reglamento de la presente norma.
Artículo 9.- Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental
Modifíquese el artículo 18.2. de la Ley N° 27446 - Ley del Sistema Nacional de Evaluación de
Impacto Ambiental estableciendo que, a efectos de reducir trámites y plazos, así como
uniformizar criterios, el Estudio de Impacto Ambiental deberá ser presentado ante la autoridad
encargada de supervisar la actividad productiva involucrada en el proyecto de construcción de
Centrales Hidroeléctricas, con prescindencia del sector al que pertenezca la empresa que lo
ejecute, debiendo realizar las observaciones o aprobación en un plazo máximo de noventa (90)
días o el Estudio quedará aprobado por silencio administrativo positivo.
Artículo 10.- Otorgamiento del Derecho de Aguas
289
Modifíquese el Texto Único de Procedimientos Administrativos del Instituto Nacional de
Recursos Naturales-INRENA, aprobado por Decreto Supremo Nº 014-2004-AG, con el objetivo
de otorgar predictibilidad a los potenciales inversionistas respecto de los requisitos y plazos de
cada una de las etapas del proceso de aprobación de licencias de uso de aguas.
Además, modifíquese los artículos 6.5 y 6.6 del Decreto Supremo N° 078-2006-AG,
estableciendo que el procedimiento de aprobación de estudios y obtención de licencias de uso
de aguas será llevado ante el Instituto Nacional de Recursos Naturales- INRENA, debiendo
contar previamente con un Informe de Opinión de la Administración Técnica del Distrito de
Riego – ATDR.
Artículo 11.- Obtención del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos
Modifíquese el Texto Único de Procedimientos Administrativos del Instituto Nacional de Cultura-
INC, aprobado por Decreto Supremo Nº 022-2002-ED, estableciéndose un procedimiento para
los casos en los que se encuentren restos arqueológicos en la zona en la que va ser llevada a
cabo la Construcción de Centrales Hidroeléctricas, en el cual se debe señalar los requisitos y
disposiciones que deben seguir los administrados a fin de poder continuar con la ejecución del
proyecto. El trámite, gestión, elaboración de expedientes y obtención del Certificado de
Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) no deberá exceder de noventa (90) días
calendario.
Artículo 12.- Servidumbres obligatorias para los titulares de autorizaciones
Modifíquese el artículo 24 del Decreto Ley N° 25844 - Ley de Concesiones Eléctricas, con la
finalidad de facilitar el desarrollo de proyectos de Centrales Hidroeléctricas pequeñas o
medianas, estableciéndose que las autorizaciones para desarrollar la actividad de generación de
energía hidroeléctrica deben permitir utilizar bienes de uso público y gozar del derecho de
obtener la imposición de servidumbres.
Artículo 13.- Licitaciones de Suministro de Electricidad
Modifíquese el Decreto Supremo N° 052-2007-EM - Reglamento de Licitaciones de Suministro
de Electricidad a efectos de facilitar la entrada de proyectos de Centrales Hidroeléctricas,
estableciéndose que, si bien las ofertas en las licitaciones implican la obligación de suministro
en las cantidades adjudicadas por cada Punto de Suministro, los Postores pueden presentar
ofertas cuyo carácter vinculante se encuentre sujeto a que se les adjudique el total de la
potencia que hayan ofertado.
Por otro lado, a fin de garantizar las propuestas que los generadores presenten con un
programa de inversión que incrementará la oferta de generación según lo previsto en el artículo
8 numeral IV de la Ley N° 28832, estos deben incluir en el contrato que acompaña las
290
respectivas Ofertas, el cronograma de hitos del proyecto, siendo su incumplimiento causal de
resolución del contrato. La supervisión del cumplimiento de dicho cronograma quedará a cargo
del Conductor del proceso y el OSINERGMIN podría sancionar en caso de incumplimiento de
cada hito. Adicionalmente, la resolución de un contrato de suministro por la causal antes
indicada debería autorizar al Distribuidor que resolvió el contrato a convocar a nueva Licitación
para atender la respectiva demanda, tan pronto como se haya procedido con la liquidación final
del contrato anterior.
Artículo 14.- Efecto de la Garantía por Red Principal (GRP) sobre ingresos de las
Centrales Hidroeléctricas
Modifiquese los artículos 2.12, 6.2, 7.2, 7.4 y 7.6 de la Ley N° 27133 - Ley de Promoción del
Desarrollo de la Industria del Gas Natural y los artículos 7.1 y 12.1 del Decreto Supremo N°
040-99-EM - Reglamento de la Ley N° 27133, a fin de controlar el riesgo derivado de la
aplicación de la GRP que actualmente perjudica a las Centrales Hidroeléctricas,
transformándose en un costo variable para todas las generadoras, siendo adicionado de forma
proporcional y prorrateada al precio spot de toda la energía vendida en el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) y dejando de ser un costo fijo sumado al Peaje de Conexión al
SPT.
Artículo 15.- Regulación de embalses
La regulación de embalses puede contribuir a la optimización del factor de utilización de las
Centrales Hidroeléctricas, por ello y a fin de garantizar a los desarrolladores de los proyectos
de embalses, sean los titulares de concesiones de generación hidroeléctrica o no, la capacidad
de neutralizar el aprovechamiento de sus inversiones por free riders; considérense las
siguientes medidas:
• Otorgar a quien construya el embalse el derecho de cobrar un cargo por uso de las
aguas del embalse para fines agroindustriales, energéticos u otros según la actividad
del tercero beneficiario.
• Licitar proyectos de construcción y administración de embalses para que cualquier
tercero independiente se dedique a esa actividad cobrando un canon a las empresas
usuarias del agua, ya sea agroindustriales, generadoras eléctricas u otras.
Artículo 8.- Cumplimiento de la Ley
Las entidades del Estado, en los ámbitos de sus respectivas competencias, supervisarán el fiel
cumplimiento de la presente Ley, correspondiendo al Gobierno Nacional, a través de las
instancias competentes, la aplicación y supervisión del principio de precaución en materia de
291
instalación y despliegue de infraestructura necesaria para el desarrollo de Centrales
Hidroeléctricas en el sector energético.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS Y FINALES
PRIMERA.- Reglamentación
El Reglamento de la presente Ley será aprobado por decreto supremo y refrendado por el
Ministerio de de Energía y Minas, dentro de un plazo que no exceda de sesenta (60) días
contados a partir de la publicación de la presente Ley.
SEGUNDA.- Vigencia de la Ley
La presente Ley entra en vigor al día siguiente de la publicación de su Reglamento y rige por un
periodo de cuatro (4) años, computados a partir de su vigencia.
TERCERA.- Instalación de infraestructura
En el marco de la declaración de interés y necesidad pública a que se refiere el artículo 1°, se
dispone que la instalación y despliegue de infraestructura necesaria para el desarrollo de
Centrales Hidroeléctricas en el sector energético, podrá realizarse sobre predios urbanizados, no
urbanizados, eriazos, rústicos, entre otros, cuenten o no con proyectos de habilitación urbana
aprobados, sin afectar la propiedad privada.
CUARTA.- Plazo para la adecuación de infraestructura instalada
Las empresas operadoras de Centrales Hidroeléctricas regularizan la infraestructura instalada
con anterioridad a la vigencia de la presente Ley, ante las instancias correspondientes y en un
plazo no mayor de dos (2) años contados a partir de la entrada en vigencia de la misma; para
lo cual, los procedimientos y/o trámites administrativos que resulten aplicables se adecuan a los
previsto en la presente norma.
QUINTA.- Adecuación a la presente Ley
Los procedimientos para la instalación y operación de infraestructura de Centrales
Hidroeléctricas iniciados antes de la entrada en vigencia de la presente Ley, se adecuan a lo
dispuesto en la presente norma.
SEXTA.- Prioridad en zonas de frontera
Las solicitudes para la instalación y operación de infraestructura de Centrales Hidroeléctricas a
realizarse en zonas de frontera tendrán prioridad.
SÉTIMA.- Suspensión de norma
292
Suspéndase durante la vigencia de la presente Ley, la aplicación de las disposiciones que se le
opongan.
OCTAVA.- Implementación normativa
Impleméntese, la normativa necesaria complementaria y regulatoria a las disposiciones de la
presente Ley, dentro de un plazo que no exceda de sesenta (60) días contados a partir de su
publicación.
Comuníquese al señor Presidente de la República para su promulgación.
En Lima, a los____días del mes de________de dos mil ocho
293
11.2 Anexo 2: Listado de normas utilizado en el informe
I. Rango Constitucional Constitución Política del Perú de 1993 II. Normas con rango de Ley
1. Decreto Ley Nº 17752: Aprueban Ley General de Aguas Fecha de Publicación: 25 de julio de 1969.
2. Decreto Legislativo Nº 295: Código Civil de 1984 (Artículo 1357)
Fecha de publicación: 25 de julio de 1984
3. Decreto Legislativo Nº 674: Promulgan la Ley de Promoción de la Inversión Privada de las Empresas del Estado Fecha de publicación: 27 de septiembre de 1991.
4. Decreto Legislativo Nº 757: Dictan Ley Marco para el crecimiento de la
Inversión Privada Fecha de publicación: 13 de noviembre de 1991
5. Decreto Ley Nº 25570: Adicionan párrafo al Artículo 11 del D.L. Nº 674 que
promulga la Ley de Promoción de la Inversión Privada de las Empresas del Estado Fecha de publicación: 23 de junio de 1992
6. Decreto Ley Nº 25844: Ley de Concesiones Eléctricas Fecha de publicación: 19
de noviembre de 1992 (actualizado al 26 de junio de 2008)
7. Ley Nº 26438: Precisan alcances y modifican diversos artículos del Decreto Legislativo Nº 674, referido al proceso de promoción de la inversión privada. Fecha de publicación: 11 de enero de 1995
8. Ley Nº 26980: Ley que modificó diversos artículos y definición anexa de la
Ley de Concesiones Eléctricas. Fecha de publicación: 27 de septiembre de 1998
9. Ley Nº 27133: Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.
Fecha de publicación: 04 de junio de 1999
10. Ley Nº 27239: Ley que modifica diversos Artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas Fecha de publicación: 22 de diciembre de 1999
11. Ley Nº 272936: Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública
Fecha de publicación: 28 de junio de 2000.
12. Ley Nº 27435: Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas Fecha de publicación: 16 de marzo de 2001.
13. Ley Nº 27446: Ley del sistema nacional de evaluación del impacto ambiental
Fecha de publicación: 23 de abril de 2001
294
14. Ley Nº 28296: Ley General del Patrimonio Cultural de la Nación Fecha de publicación: 22 de junio de 2004.
15. Decreto de Urgencia Nº 007-2004: Decreto de Urgencia que resuelve
contingencia en el Mercado Eléctrico originada por la existencia de Empresas Concesionarias de Distribución sin Contratos de Suministro de Electricidad. Fecha de publicación: 20 de julio de 2004.
16. Ley Nº 28563: Ley General del Sistema Nacional de Endeudamiento
Fecha de publicación: 01 de julio de 2005.
17. Ley Nº 28611: Ley General del Ambiente Fecha de publicación: 15 de octubre de 2005.
18. Ley Nº 28832: Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación
Eléctrica Fecha de publicación: 23 de julio de 2006. (actualizado al 26 de junio de 2008)
19. Ley Nº 28876: Ley que amplía los alcances del Régimen de Recuperación
Anticipada del Impuesto General a las Ventas a las Empresas de Generación Hidroeléctrica Fecha de publicación: 15 de agosto de 2006.
20. Decreto de Urgencia Nº 035-2006: Decreto de urgencia que resuelve
contingencia en el mercado eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro de electricidad entre generadores y distribuidores Fecha de publicación: 16 de noviembre de 2006.
21. Decreto Legislativo Nº 973: Decreto Legislativo que establece el Régimen
Especial de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas Fecha de publicación: 10 de marzo de 2007
22. Ley Nº 29022: Ley para la Expansión de Infraestructura en
Telecomunicaciones Fecha de publicación: 20 de mayo de 2007.
23. Decreto de Urgencia Nº 046-2007: Se dictan medidas extraordinarias por
congestión en el sistema eléctrico interconectado nacional Fecha de publicación: 25 de noviembre de 2007.
24. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad
para el mercado regulado Fecha de publicación: 03 de enero de 2008.
25. Decreto Legislativo Nº 994: Decreto Legislativo que promueve la inversión
privada en proyectos de Irrigación para la ampliación de la frontera agrícola Fecha de publicación: 13 de marzo de 2008
26. Decreto Legislativo Nº 997: Decreto Legislativo que aprueba la Ley de
Organización y Funciones del Ministerio de Agricultura. Fecha de publicación: 13 de marzo 2008
27. Decreto Legislativo Nº 1002: Decreto Legislativo de promoción de la
inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables Fecha de publicación: 02 de mayo de 2008.
295
28. Decreto Legislativo Nº 1013: Decreto Legislativo que aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente Fecha de publicación: 14 de mayo de 2008
29. Decreto Legislativo Nº 1014: Decreto legislativo que establece medidas para
propiciar la inversión en materia de servicios públicos y obras públicas de infraestructura. Fecha de publicación: 16 de mayo de 2008
30. Decreto Legislativo Nº 1039: Decreto Legislativo que modifica las
disposiciones del Decreto Legislativo Nº 1013 Fecha de publicación: 26 de junio de 2008.
31. Decreto Legislativo Nº 1041: Decreto Legislativo que modifica diversas
normas del marco normativo eléctrico Fecha de publicación: 26 de junio de 2008.
32. Decreto Legislativo Nº 1058: Decreto Legislativo que promueve la inversión
en la actividad de generación eléctrica con recursos hídricos y con otros recursos renovables Fecha de publicación: 28 de junio de 2008.
33. Decreto Legislativo Nº 1064: Decreto Legislativo que aprueba el régimen
jurídico para el aprovechamiento de las tierras de uso agrario. Fecha de publicación: 28 de junio de 2008
34. Decreto Legislativo Nº 1078: Decreto Legislativo que modifica la Ley Nº
27446, Ley del Sistema Nacional de Impacto Ambiental. Fecha de publicación: 28 de junio de 2008.
35. Decreto Legislativo Nº 1079: Decreto Legislativo que establece medidas que
garanticen el patrimonio de las áreas naturales protegidas. Fecha de publicación: 28 de junio de 2008
36. Decreto Legislativo Nº 1081: Decreto Legislativo que crea el Sistema
Nacional de Recursos Hídricos. Fecha de publicación: 28 de junio de 2008
37. Decreto Legislativo Nº 1083: Decreto Legislativo que promueve el
aprovechamiento eficiente y la conservación de los recursos hídricos. Fecha de publicación: 28 de junio de 2008.
III. Normas de rango reglamentario
1. Decreto Supremo Nº 003-90-AG: Reglamento de Tarifas y Cuotas por el Uso de Agua Fecha de publicación: 11 de febrero de 1990
2. Decreto Supremo Nº 009-1993: Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas Fecha de publicación: 25 de febrero de 1993
3. Decreto Supremo Nº 029-94-EM: Documento Base para la actualización del
Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas Fecha de publicación: 08 de junio de 1994.
296
4. Decreto Supremo Nº 059-96-PCM: Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos Fecha de publicación: 27 de diciembre de 1996
5. Decreto Supremo Nº 020-97-EM: Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos Fecha de publicación: 11 de octubre de 1997
6. Decreto Supremo Nº 021-97-EM: Dictan normas para el establecimiento por
la CTE del precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur Fecha de publicación: 12 de octubre de 1997
7. Decreto Supremo Nº 029-97 –EM: Aprueban Reglamento de Fiscalización de
las Actividades Energéticas por Terceros DEJADA SIN EFECTO por el Artículo 2 de la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nª 013-2004-OS-CD Publicada: 16 de diciembre de 1997.
8. Decreto Supremo Nº 011-99-EM: Dispone que las Multas y Sanciones se
Aprobarán Mediante Resolución Ministerial del MEM Fecha de publicación: 24 de abril de 1999.
9. Decreto Supremo Nº 040-99-EM: Aprueban Reglamento de la Ley de
Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural Fecha de publicación: 15 de septiembre de 1999.
10. Decreto Supremo Nº 057-99-EM: Otorgan garantía a que se refiere la Ley Nº
27133, a proyecto de red principal vinculado a concurso público internacional ejecutado por el Comité Especial Proyecto Camisea Fecha de publicación: 19 de noviembre de 1999.
11. Decreto Supremo Nº 017-2000-EM: Aprueban Reglamento para la
Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios y modifican Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Fecha de publicación: 18 de septiembre de 2000
12. Decreto Supremo Nº 005-2002-EF: Aprueban Reglamento de la Ley de Canon
Fecha de publicación: 09 de enero de 2002.
13. Decreto Supremo Nº 022-2002-ED: Aprueban Texto Único de Procedimientos Administrativos del Instituto Nacional de Cultura Fecha de publicación: 26 de agosto de 2002.
14. Decreto Supremo Nº 026-2002-EM: Designan a Red de Energía del Perú S.A.
como empresa responsable de recaudación y pago de monto anual para hacer efectiva la garantía dispuesta en el Art. 8 de la Ley Nº 27133 Fecha de publicación: 04 de septiembre de 2002.
15. Decreto Supremo Nº 122-2002-PCM: Crean Comisión Técnica Multisectorial
encargada de elaborar un Proyecto de Ley de Aguas Fecha de publicación: 25 de diciembre de 2002.
16. Decreto Supremo Nº 014-2004-AG: Aprueban Texto Único de Procedimientos
Administrativos del INRENA Fecha de publicación: 19 de abril de 2004.
297
17. Decreto Supremo Nº 019-2004-EM: Dictan medida promocional para la generación de energía eléctrica usando gas natural como combustible Fecha de publicación: 25 de junio de 2004
18. Decreto Supremo Nº 107-2004-EF: Precisan que el producto Gas natural en
estado gaseoso no está comprendido en el Nuevo Apéndice III del TUO de la Ley del Impuesto General a las Ventas e Impuesto Selectivo al Consumo Fecha de publicación: 05 de agosto de 2004.
19. Decreto Supremo Nº 041-2004-EM: Dictan medida promocional para la
instalación de Centrales Termoeléctricas que usen gas natural como combustible Fecha de publicación: 24 de noviembre de 2004.
20. Decreto Supremo Nº 059-2006-PCM: Prorrogan Estado de Emergencia
declarado en provincias y distritos de los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Cusco y Junín Fecha de publicación: 22 de septiembre de 2006.
21. Decreto Supremo Nº 061-2006-EM: Aprueban Texto Único de Procedimientos
Administrativos del Ministerio de Energía y Minas Fecha de publicación: 29 de octubre de 2006.
22. Decreto Supremo Nº 078-2006-AG: Dictan disposiciones en materia de aguas
sobre dependencia de las Administraciones Técnicas de los Distritos de Riego y para uniformizar procedimientos administrativos a nivel nacional Fecha de publicación: 28 de diciembre de 2006.
23. Decreto Supremo Nº 102-2007-EF: Reglamento de la Ley del Sistema
Nacional de Inversión Pública Fecha de publicación: 19 de julio de 2007.
24. Decreto Supremo Nº 052-2007-EM: Aprueban Reglamento de Licitaciones del
Suministro de Electricidad Fecha de publicación: 14 de octubre de 2007.
25. Decreto Supremo Nº 039-2007-MTC: Reglamento de la Ley para la Expansión
de Infraestructura en Telecomunicaciones Fecha de publicación: 13 de noviembre de 2007.
26. Decreto Supremo Nº 002-2008-JUS: Disponen inscripción de servidumbres
eléctricas en el Registro de Concesiones para la Explotación de Servicios Públicos Fecha de publicación: 26 de enero de 2008.
27. Decreto Supremo Nº 027-2008-EM: Aprueban Reglamento del Comité de
Operación Económica del Sistema Fecha de publicación: 03 de mayo de 2008.
28. Resolución Ministerial Nº 263-2001-EM/VME: Reglamento de Seguridad e
Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad. Dejada sin efecto por el Resolutivo 2 de la Res. Ministerial Nº 116-2007-MEM-DM. Fecha de publicación: 21 de junio de 2001.
29. Resolución Ministerial Nº 366-2001-EM/VME: Código Nacional de
Electricidad Fecha de publicación: 06 de agosto de 2001.
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30. Resolución Ministerial Nº 0498-2003-AG: Política y Estrategia Nacional de Riego en el Perú Fecha de publicación: 10 de junio de 2003
31. Resolución Ministerial Nº 116-2007-MEM-DM: Aprueban Reglamento de
Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas Fecha de publicación: 18 de abril de 2007
32. Resolución del Superintendente Nacional De Los Registros Públicos Nº 156-
2001-SUNARP-SN: Aprueban Directiva que regula la inscripción de las Concesiones y de las Hipotecas de Concesiones de Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos Fecha de publicación: 09 de junio de 2001.
33. Resolución OSINERGMIN Nº 187-2004-OS/CD: Fijan el cargo de GRP del
Proyecto Camisea para el Primer Año de Cálculo, aplicable a partir de la puesta en Operación Comercial Fecha de publicación: 07 de agosto de 2004.
34. Resolución Comisión de Tarifas Eléctricas Nº 013-96-P/CTE: Aprueban la
publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1996 Fecha de publicación: 05 de junio de 1996
35. Resolución Directoral N° 008-97-EM: Establecimiento de Límites Máximos
Permisibles de Emisión para Actividades Eléctricas Fecha de publicación: 17 de marzo de 1997
36. Resolución Comisión de Tarifas Eléctricas Nº 048-97-P/CTE: Aprueban la
publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de noviembre de 1997 Fecha de publicación: 24 de diciembre de 1997
37. Resolución Comisión de Tarifas Eléctricas Nº 014-98-P/CTE: Procedimiento y
Cálculo de la Tarifa en Barra, fijación de Tarifas mayo 1998. Fecha de publicación: 23 de diciembre de 1998
38. Resolución Directoral Nº 005-2007-EF/68.01: Incorporan Gobiernos Locales
al Sistema Nacional de Inversión Pública Fecha de publicación: 31 de marzo de 2007
39. Resolución Directoral Nº 009-2007-EF/68.01: Aprueban Directiva General
del Sistema de Inversión Pública Fecha de publicación: 02 de agosto de 2007
40. Resolución Directoral Nº 010-2007-EF/68.01: Modifican Directiva Nº 004-
2007-EF/68.01, Directiva General del Sistema Nacional de Inversión Pública, aprobada por R.D. Nº 009-2007-EF/68.01 Fecha de publicación: 14 de agosto de 2007
41. Resolución Directoral Nº 014-2007-EF/68.01: Modifican la Directiva Nº 004-
2007-EF/68.01, Directiva General del Sistema Nacional de Inversión Pública Fecha de publicación: 14 de diciembre de 2007
42. Resolución Directoral Nº 001-2008-EF/68.01: Establecen niveles de estudios
mínimos para que las oficinas de programación e inversiones declaren la viabilidad de los proyectos de inversión pública. Fecha de publicación: 05 de enero de 2008.
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43. Directiva Nº 004.2007-EF/68.01: Preparación y presentación de información
financiera y presupuestaria trimestral y semestral por las entidades usuarias del sistema de contabilidad gubernamental.
Fecha de publicación: 13 de enero de 2007.
