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Análisis de las barreras y facilidades para la inversión en Centrales
Hidroeléctricas
Documento de Trabajo No 24
Alfredo Dammert
Raúl García
Raúl Pérez – Reyes
Oficina de Estudios Económicos
Lima, Diciembre 2006
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OSINERG Análisis de las barreras y facilidades para la inversión en Centrales Hidroeléctricas Documento de Trabajo No 24, preparado por la Oficina de Estudios Económicos (OEE) con la colaboración de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos (GFH) y la Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE). Está permitida la reproducción total o parcial de este documento por cualquier medio, siempre y cuando se cite la fuente. Elaborado por: Alfredo Dammert, Raúl García y Raúl Pérez – Reyes.. Asistentes: Rosa Montoya y Erix Ruiz. Primera versión: Agosto del 2006. Última versión: Diciembre del 2006 Para comentarios o sugerencias dirigirse a: OSINERG Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima, Perú Tel. (511) 219-3400, anexo 1057 Fax (511) 219-3413 http://www.osinerg.gob.pe/osinerg/investigacion Correo electrónico: [email protected]; [email protected]; [email protected]. ;
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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía – OSINERG Oficina de Estudios Económicos Documento de Trabajo No 24
Contenido
1. Antecedentes................................................................................................................ 3 2. El Potencial Hidroeléctrico Nacional .......................................................................... 4 3. Requisitos y barreras administrativas para la Inversión en Centrales Hidráulicas...... 7
3.1 Derechos de agua.................................................................................................. 7 3.2 Requisitos Administrativos .................................................................................. 8
3.2.1 Procedimiento para obtener Autorización de Generación Eléctrica............. 8 3.2.2. Procedimiento para obtener Concesión Temporal ..................................... 10 3.2.3. Procedimiento para obtener Concesión Definitiva..................................... 11
3.2. Regulación de Protección Ambiental para las Actividades Eléctricas. .............. 14 3. Mecanismos Existentes o Potenciales que facilitarían la Inversión en Centrales Hidroeléctricas.................................................................................................................... 16
3.1. Mecanismo de desarrollo limpio ........................................................................ 16 Bibliografía......................................................................................................................... 21
1. Antecedentes
Un resultado importante referente a la inversión en capacidad de generación en el sector eléctrico
muestra que, en general, debería esperarse que el parque generador esté compuesto por una
combinación de tecnologías, tanto de centrales hidráulicas como los diferentes tipos de centrales
térmicas. Ello debido a que la electricidad no se puede almacenar a costos razonables y a que la
demanda tiene un patrón cambiante a lo largo del tiempo. La participación relativa de cada
tecnología dependerá de sus costos fijos y variables esperados, siendo las centrales con costos fijos
altos pero costos variables bajos como las hidráulicas preferidas para bloques de demanda
constantes a lo largo del año (demandas base) y las que presenta una relación inversa de costos, es
decir costos variables altos pero costos fijos bajos, como las centrales a gas natural de ciclo simple,
preferidas para bloques de demanda que no se presenta de forma regular (demandas pico).
En el caso peruano se han realizado diferentes simulaciones sobre la composición esperada del
parque generador1. En estos ejercicios debe destacarse, adicionalmente a diferentes mecanismos
relacionados con el ejercicio del poder de mercado a través de la postergación de inversiones en un
mercado concentrado e ineficiente, la importancia de diferentes factores que generan
incertidumbre sobre los inversionistas tales como: i) la evolución del costos del capital, que afecta
en mayor proporción a las centrales con costos fijos altos, ii) la evolución del precio del petróleo,
que afecta tanto a las centrales a diesel, residual y en parte a las de gas natural, iii) la evolución del
1. Estos han sido estudiados tanto por la GART como parte de sus procesos tarifarios como por la Oficina de Estudios Económicos. Puede verse como referencia Dammert, García y Quiso (2005) y Gallardo, García y Távara (2005).
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costo de inversión, que en el caso de las centrales hidráulicas tiene un componente de riesgo
significativo.
Si bien es cierto que el gas natural debería ir ganando en estos años una mayor participación en la
composición del parque generador, debido a que antes no se contaba con este combustible a nivel
masivo, existe un grado de incertidumbre importante sobre la evolución de los precios y las
reservas de gas natural. Adicionalmente, una vez alcanzada la participación relativa del gas en la
composición del parque se requerirá de centrales hidráulicas de bajos costos y estas tienen un
tiempo de ejecución mayor y sujeto a mayores fuentes de incertidumbre. Es por ello que se
considera necesario analizar los potenciales riesgos y barreras que enfrenta la inversión en
centrales hidráulicas así como las potenciales medidas que se podrían tomar para superar algunos
obstáculos, sin por ello distorsionar las decisiones de inversión de los agentes privados.
Este documento se inicia con una breve discusión sobre el potencial hidroeléctrico nacional, para
luego efectuar un análisis de los principales requisitos administrativos y las barreras que enfrenta
la inversión en centrales hidroeléctricas, y los potenciales mecanismos que facilitarían la inversión.
2. El Potencial Hidroeléctrico Nacional
De acuerdo al estudio realizado por GTZ en los años setenta, el potencial hidroeléctrico peruano
en masa anual es de 2,044 (Km3/año) y en caudal es de de 64,800 (m3/año). El recurso hídrico
nacional por caudal se encuentra en su mayoría en la vertiente del Atlántico, la que representa el
97.8% del total y en menor proporción en las vertientes del Pacífico y del Titicaca, las que tienen
una participación del 1.7% y 0.5%, respectivamente.
Cuadro 1: Recursos Hídricos Nacionales
Fuente: GTZ
El requerimiento básico para la utilización de estos recursos en proyectos de desarrollo es la
disponibilidad de registros hidrometrológicos, de forma continua y por periodos significativos en
los sitios de interés. En el Perú la elaboración de dichos registros se inició con el desarrollo de los
Masa Anual
(Km3/año) (m3/seg) %
Pacífico 35 1,098 1.7
Atlántico 1,999 63,379 97.8
Titicaca 10 323 0.5
Total 2,044 64,800 100.0
CaudalVertiente
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proyectos de irrigación de la costa en el año 1910, la expansión de la actividad minera y de
generación hidroeléctrica durante 1910 y 1920, el crecimiento de los concesionarios tales como
Hidrandina, Seal y Empresas Eléctricas Asociadas y la ejecución de proyectos de Electroperú2 y de
las corporaciones del Santa y el Mantaro. La elaboración de registros hidrometrológicos
contribuyó al control de los recursos de las cuencas, a proveer información para el cálculo de
tributos de regulación, a hacer seguimiento de las condiciones climatológicas, entre otros aportes
que facilitaron la toma de decisiones de inversión en base a información adecuada para desarrollar
el potencial hidroeléctrico.
El potencial hidroeléctrico fue estudiado por Santiago Antúnez de Mayolo, los concesionarios
Hidrandina, Seal y las Empresas Eléctricas Asociadas, las corporaciones del Santa y Mantaro y a
través de programas de cooperación técnica entre los que destaca la “Evaluación del Potencial
Hidroeléctrico Nacional” para los años 1973 – 1982 desarrollado por GTZ. En este estudio se
evalúo el potencial hidroeléctrico técnicamente factible en las cuencas y se determinó los costos de
800 proyectos, dentro de los cuales se seleccionaron 548 y se examinaron 2,182 alternativas a
nivel de prediseño; posteriormente se definieron 328 alternativas como teóricamente realizables
encontrándose que estas contarían con un potencial teórico superior a 200,000 MW y con un
potencial técnico de 58,937 MW y 395,118 GWh. Finalmente, se priorizó para analizar en mayor
detalle los siguientes 10 proyectos.
Cuadro 2: Proyectos Hidroeléctricos Priorizados
Fuente: Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional. GTZ
Los resultados de la investigación consideran que la información hidrológica es muy pobre debido
al número de estaciones, la discontinuidad en los registros y la deficiente calidad de la información
disponible. Del mismo modo, al evaluar los resultados de los proyectos a la fecha, especialistas
como el ingeniero Miguel Suazo Giovannini señalan que los proyectos con costos inferiores a
US$1,000 sin incluir líneas de transmisión alcanzan en conjunto una potencia de 29,447 MW, de
2 Electroperú ejecutó los proyectos: Santa, Mantaro, Huallaga, Ucayali y Marañón
Potencial Potencial (MW) (MW)
ENE40 2,227 INA200 1,355
MAN250 434 HUAL10 801
MAN270 308 HUA20 185
URUB320 941 MO10 296
MARA440 628 SAMA 348
Proyecto Proyecto
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los cuales los proyectos con potencia menor a 500MW suman 16,518 MW de potencia, destacando
los proyectos Ucayali y Marañón con participaciones de 43.5% y 26.6%, respectivamente.
Cuadro 3: Proyectos mayores a 500 MW y menores a US$1,000
Fuente: Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional. GTZ.
Este especialista concluye y señala como temas a tener en cuenta los siguientes alcances:
• Para promover la inversión en centrales hidroeléctricas es necesario contar con un
inventario actualizado de manera periódica a fin de poder explotar el potencial
hidroeléctrico existente. Para lo cual es necesario priorizar la recolección de información
estadística.
• De los proyectos analizados por GTZ, se encontró que de los que poseen una potencia
mayor a 500 MW y costo menor US$1,000 ninguno cuenta con información básica
suficiente.
• La red hidrometeorológica controlada por Electro Perú para los proyectos energéticos con
potencia mayor a 500MW ha sido puesta fuera del servicio en forma total desde el año
2001. Actualmente no hay un proceso de recopilación de información estadística
fundamental relativa a la mecánica fluvial, el arrastre de sedimentos, la sismología y al
medio ambiente.
• La carencia de registros actualizados podría ser considerada como una barrera para el
acceso de los proyectos al financiamiento por organismos financieros, pues uno de los
requisitos es contar con registros de al menos 35 años de buena calidad y en forma
continua. Por ello, la obtención de esta información debe estar en las políticas de
desarrollo del estado.
• Según la ley el organismo responsable de recolectar la información es el Servicio Nacional
de Meteorología y Hidrología (SENAMHI), a quien los sectores deberían comunicar sus
requerimientos y prioridades, a fin de que esta institución les asigne la atención y los
recursos necesarios para desarrollar el potencial hidroenergético del país.
(MW) %
Ucayali 7,192 43.5
Huallaga 3,581 21.7
Marañón 4,390 26.6
Madre de Dios 1,355 8.2
Total 16,518 100
Proyecto Potencial
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En vista de esta situación se requeriría que alguna entidad reinicie la recopilación de estudios
hidrometrológicos a fin de facilitar el diseño y los estudios de prefactibilidad, además de actualizar
el análisis del potencial hidroenergético nacional.
3. Requisitos y barreras administrativas para la Inversión en Centrales Hidráulicas
3.1 Derechos de agua
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, 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 pretensión de cuencas3.
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.
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 usos energético, piscícola y poblacional.
3 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.
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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.
3.2 Requisitos Administrativos
3.2.1 Procedimiento para obtener Autorización de Generación Eléctrica
En base de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844 artículos 4° y 38°) y el Reglamento
de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. N° 009-93-EM artículos 66° y 67°), se requiere
“Autorización“ para desarrollar actividades de generación de energía eléctrica que utilicen
recursos hidráulicos y tengan una potencia superior a 0,5 MW hasta 10 MW. Los requisitos
establecidos en el artículo 38° de la Ley, 66° del Reglamento e ítem AE01 del Anexo N° 1 del
Texto Único de Procedimientos Administrativos (TUPA) son:
a) Solicitud dirigida a la Dirección General de Electricidad, pago de TUPA (40 % UIT);
b) Declaración jurada de cumplimiento de las normas técnicas, conservación de medio ambiente y
el patrimonio cultural de la Nación;
c) Memoria Descriptiva;
d) Ubicación de las instalaciones;
e) Información Estadística;
f) Resolución Directoral consentida de aprobación de Estudio de Impacto Ambiental por la Dirección
General de Asuntos Ambientales Energéticos ó copia del cargo de solicitud de aprobación del Estudio de
Impacto Ambiental presentado ante la citada Dirección, cuando se trate de actividades de generación
termoeléctrica cuya potencia instalada sea superior a 10 MW;
g) Se deberá adjuntar la autorización consentida del uso de recursos naturales con fines energéticos,
expedido por la autoridad correspondiente; y
h) Calendario de Ejecución de obras.4
El plazo de trámite en un procedimiento normal no debe superar los 30 días calendario. El
procedimiento para el otorgamiento de autorización, así como las oposiciones y concurrencia de
solicitudes que se puedan presentar, se sujetarán a las normas aplicables para las solicitudes de 4 Los casos de autorización de generación hidráulica están exonerados del pago de la garantía en beneficio del Ministerio de Energía y Minas, equivalente a 1% del presupuesto del proyecto con un tope de 500 UIT.
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concesión definitiva, en cuanto le sean aplicables. El autorizado, para los fines de la Ley, goza de
los mismos derechos que la Concesión. El plazo de vigencia de la Autorización es indefinido.
A continuación se presenta los proyectos con autorización para desarrollar la actividad de
generación de energía eléctrica, en etapa de ejecución de obras.
Cuadro N º 4: Proyectos de Centrales Hidroeléctricas que cuentan con Autorización
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
En el siguiente cuadro se resumen el número de autorizaciones vigentes por año de otorgamiento
para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica.
Cuadro N º 5: Autorizaciones Vigentes Entregadas por Año
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
Ver Anexo Nº 1: Autorizaciones Vigentes para desarrollar la actividad de generación eléctrica
Año de N° Suma de Potencia
Expedición Autorizaciones Instalada
(MW)
1993 9 18.46
1994 16 36.278
1995 10 23.37
1996 5 12.03
1997 12 22.86
1998 8 10.03
1999 1 1.1
2000 7 33.29
2001 5 8.1
2002 1 1.34
2003 8 35.522
2004 6 7.48
2005 4 7.04
TOTAL 92 216.9
Titular de la Central Potencia Resolución Fecha de
Autorización Hidroeléctrica Instalada Ministerial Puesta en
(MW) Servicio AGROINDUSTRIAS MAJA S.A.C.
COMPAÑÍA MINERA SAN VALENTÍN S.A
DUKE ENERGY EGENOR
ELECTRO SUR ESTE S.A.A.
GENERACIÓN TAYMI S.R.L.
MINERA MOCHICA GOLD S.A.
210-2006-MEM/DM 25.09.2006 SIIF ANDINA S.A.
388-2004-EM/DM 01.07.2006
442-2005-MEM/DM 30.09.2006
LAMBAYEQUE
6 LA JOYA 9.6 AREQUIPA
646-199-EM/VME 30.06.2002
3 SAN DIEGO 3.24 ANCASH 520-2005-MEM/DM 30.06.2007
2 LLAPAY 4 LIMA
7 GRATON 5 LIMA
APURÍMAC
5 PÀTAPO 1.02
279-2005-MEM/DM 29.12.20054 MANCAHUARA 1.44
N° Ubicación
1 RONCADOR 3.8 LIMA 499-2005-MEM/VME 17.12.2006
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3.2.2. Procedimiento para obtener Concesión Temporal
En base de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844 artículo 23°) y el Reglamento de la
Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. N° 009-93-EM artículos 30° al 33°), 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 10 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) 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;
c) Copia de autorización consentida de uso de recursos naturales (agua) de propiedad del Estado
para ejecución de obra cuando corresponda;
d) Requerimiento específico de posibles servidumbres sobre bienes de terceros;
e) Descripción y cronograma de los estudios a ejecutar;
f) Presupuesto del estudio; y,
g) 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.
Una vez presentada la solicitud de concesión temporal y comprobado, en un plazo máximo de
cinco (5) días calendario, que ésta cumple con los requisitos de ley, la Dirección 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 calendario.
La concesión temporal se otorga por un período máximo de dos (02) años, y se podrá obtener
renovación de la concesión por un nuevo período, únicamente, si el peticionario no hubiera
concluido con los estudios en el plazo previsto por causa 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, 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,
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renovación y renovación automática de concesiones temporales, serán publicadas por una sola vez
en el Diario Oficial "El Peruano" por cuenta del interesado.
A continuación se presenta los proyectos con concesión temporal para desarrollar estudios de
centrales de generación de energía eléctrica, en etapa de ejecución.
Cuadro N º 6: Concesiones Temporales en Etapa de Estudio
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
3.2.3. Procedimiento para obtener Concesión Definitiva
En base de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844 artículos 3°, 6°, 22°, 25°, 26° y 28°)
y el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. N° 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
N°1 del Texto Único de Procedimientos Administrativos (TUPA) son:
a) Solicitud de Concesión dirigida al Director General de Electricidad y el pago del TUPA (50 %
UIT);
b) Autorización consentida de uso de recursos naturales (agua) de propiedad del Estado para
ejecución de obras, cuando corresponda;
c) Memoria descriptiva y planos completos del proyecto;
Central Titular de la Potencia Resolución Fecha de Fecha deHidroeléctrica Concesión Instalada Ministerial inicio culminación
(MW) JARHUAC, PIRCA 330 ICA 207-2004-MEM/DM Y LA CAPILLA 800 AYACUCHO (14.05.2004)
QUIROZ J. USUARIOS DEL DISTRITO 207-2004-MEM/DMVILCAZÁN DE RIEGO SAN LORENZO (02.05.2005)
207-2004-MEM/DM(31.03.2005)
207-2004-MEM/DM(06.05.2005)
207-2004-MEM/DM(21.05.2005)
207-2004-MEM/DM(21.05.2005)
207-2004-MEM/DM(08.06.2005)
207-2004-MEM/DM(20.06.2005)
LA LIBERTAD 207-2004-MEM/DMANCASH (30.06.2005)
207-2004-MEM/DM(19.01.2006)
01.07.2007
20.01.2008
22.05.2007
22.05.2007
09.06.2007
21.06.2007
05.03.2006
03.03.2007
22.04.2007
07.05.2007
22.04.2005
07.05.2005
01.07.2005
20.01.2006
22.05.2005
22.05.2005
09.06.2005
21.06.2005
10 CHAGLLA 240 HUÁNUCOHUALLAGA S.A.
9 TABLACHACA 2 200IESA S.A.
8 RAPAY 85 ANCASH CAHUA S.A.
7 COPA 92 LIMACAHUA S.A.
6 LLACLLA 2 71 ANCASH CAHUA S.A.
5 LLAMAC 2 71 ANCASH CAHUA S.A.
4 SANTA TERSA 108.8 CUSCOMACHUPICCHU S.A.
3 SAN GABÁN III p/determinar PUNOEMPRESA SAN GABÁN S.A
ELECTROPAMPA S.A.
2 18 PIURA
N° Ubicación
1 05.03.2004
03.03.2005
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d) Cronograma de ejecución de obras;
e) Presupuesto del proyecto;
f) Especificación de las servidumbres requeridas;
g) 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;
h) Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (WGS 84 o PASAD 56);
i) Contrato formal de suministro de energía en el caso de concesiones de distribución; y,
j) El monto de la garantía en beneficio del Ministerio de Energía y Minas será equivalente al 1%
del presupuesto del proyecto, con 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 d), e), y j). El plazo de trámite de una
concesión definitiva dentro de un procedimiento normal, no debe superar los 90 días calendario.
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, transmisión y
distribución. Las personas jurídicas deberán estar constituidas con arreglo a las leyes peruanas.
A continuación se presenta los proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de
generación de energía eléctrica.
Cuadro N º 7: Concesión Definitiva. Proyectos de Centrales Hidroeléctricas
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE A continuación se presenta las centrales hidroeléctricas con concesión definitiva en operación
que desarrollan la actividad de generación de energía eléctrica.
Central Titular de la Potencia Inversión Resolución Fecha deHidroeléctrica Concesión Instalada (millones Suprema2 Puesta en
(MW) US$) ServicioELECTRICIDAD 002-2006-EMANDINA S.A. (06.01.2006)
PERUANA DE 060-2005-EMENERGÍA S.A.A. (12.10.2005)
QUITARACSA S.A. 075-2005-EM(12.10.2005)
EMPRESA DE GENERACIÓN 004-2004-EMMACUSANI S.A. (02.02.2004)
036-2003-EM(04.10.2003)
036-2003-EM(04.10.2003)
030-2003-EM(21.08.2003)
027-2003-EM(07.08.2003)
31.12.2008
18.11.2008
19.11.2009
13.06.2009
20.06.2009
25.10.2008
Ubicación
ANCASH
JUNIN
30.09.2008
01.04.2008
5
8 CHEVES 525 306.2LIMACHEVES S.A.
7 PUCARÁ 130 136.4CUZCOEGECUZCO
6 MORRO DE ARICA 50 128LIMACEMENTOS LIMA S.A.
EL PLATANAL 220 155LIMACEMENTOS LIMA S.A.
4 SAN GABAN I 120 132.2PUNO
54.9
N°
SANTA RITA 173.5 1341
2 LA VIRGEN 58
3 QUITARACSA I 112 78.5ANCASH
13
Cuadro N º 8: Concesión Definitiva. Centrales Hidroeléctricas en Operación
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
Central Titular de la Potencia ResoluciónHidroeléctrica Concesión Instalada Suprema
(MW) EMPRESA DE GENERACIÓN 045-2003-EMELÉCTRICA SAN GABÁN S.A (12.12.2003)
042-2003-EM(05.12.2003)
041-2003-EM(05.12.2003)
040-2003-EM(05.12.2003)
SINDICATO ENERGÉTICO 040-2002-EMS.A. - SINERSA (17.10.2002)
DUKE ENERGY 014-2002-EMEGENOR S.C.A. (26.04.2002)
SOCIEDAD MINERA 163-2001-EMCORONA S.A (25.10.2001)
156-2001-EM(14.09.2001)
CEMENTOS NORTE 155-2001-EMPACASMAYO ENERGIA S.A. (14.09.2001)
DUKE ENERGY 150-2001-EMEGENOR S.C.A. (31.08.2001)
070-2001-EM(17.04.2001)
035-98-EM(08.04.1998)
160-97-EM(08.01.1998)
004-96-EM(26.01.1996)
092-95-EM(28.11.1995)
039-95-EM(01.06.1995)
033-95-EM(08.05.1995)
076-94-EM(08.11.1994)
059-94-EM(04.10.1994)
MANTARO (SANTIAGO 058-94-EMANTÚNEZ DE MAYOLO) (04.10.1994)
051-94-EM(05.09.1994)
050-94-EM(04.09.1994)
049-94-EM(03.09.1994)
047-94-EM(26.08.1994)
046-94-EM(26.08.1994)
059-2005-EM(12.10.2005)
26 YUNCAN 130 PASCOENERSUR S.A.
25 MOYOPAMPA 63 LIMAEDEGEL S.A.A.
24 HUINCO 258,4 LIMAEDEGEL S.A.A.
23 HUAMPANI 31,36 LIMAEDEGEL S.A.A.
22 MATUCANA 120 LIMAEDEGEL S.A.A.
20 684 HUANCAVELICA
21 CALLAHUANCA 67,55 LIMA
ELECTROPERU S.A.
EDEGEL S.A.A.
19 RESTITUCION 210.4 HUANCAVELICAELECTROPERU S.A.
18 MACHUPICCHU 107.2 CUSCOEGEM S.A.
17 CHARCANI IV 14.4 AREQUIPAEGASA
16 CHARCANI V 135 AREQUIPAEGASA
15 ARICOTA I 23.8 TACNAEGESUR S.A.
14 ARICOTA II 11.9 TACNAEGESUR S.A.
13 CURUMUY 12 PIURA SINERSA
12 YANANGO 40,5 JUNÍNEDEGEL S.A.A.
11 CHIMAY 149 JUNÍN EDEGEL S.A.A.
10 CARHUAQUERO 95 CAJAMARCA
9 GALLITO CIEGO 34 CAJAMARCA
8 CAHUA 39,6 LIMA y ANCASH CAHUA S.A.
7 HUANCHOR 16,2 LIMA
6 CAÑON DEL PATO 256,55 ANCASH
5 POECHOS 15,4 PIURA
4 MALPASO 54,4 JUNIN y PASCO ELECTROANDES S.A.
3 PACHACHACA 12 JUNIN ELECTROANDES S.A.
2 YAUPI 108,0 JUNIN y PASCOELECTROANDES S.A.
N° Ubicación
1 SAN GABÁN II 110,0 PUNO
14
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 autorización o concesión.
Cuadro Nº 9: Pagos necesarios para obtener autorizaciones y concesiones
3.2. Regulación de Protección Ambiental para las Actividades Eléctricas. 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 una Estudio Ambiental (EA)5 deberá ser dirigida a la DGAAE6
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
(DIA7) y Planes de Manejo Ambiental8 (PMA). Una vez cumplido este plazo, se aplicará el
silencio administrativo negativo. 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).
5 Las Empresas deberán elaborar los EA (detallado y/o semi-detallado) teniendo en cuenta las Guías Ambientales del Ministerio y al menos deberán contener lo especificado en el Anexo Nº 3 del presente informe. 6 Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del Ministerio de Energía y Minas. 7 La Declaración de Impacto Ambiental (DIA), es un documento que tiene el carácter de Declaración Jurada donde se expresa que el proyecto de inversión cumple con la legislación ambiental y que es susceptible de generar impactos ambientales negativos poco significativos, de acuerdo con los criterios de protección ambiental y la normativa ambiental vigente. 8 El PMA, es el plan operativo que contempla la ejecución de prácticas ambientales, elaboración de medidas de mitigación, prevención de riesgos, contingencias y a 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.
Solicitudpago del TUPA (%UIT)
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
Autorización 40 exonerados
GarantiaDerechos
15
La Empresa deberá presentar al OSINERG, 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.
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.
16
Los EIA deben contener una evaluación de los riegos 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.
3. Mecanismos Existentes o Potenciales que facilitarían la Inversión en Centrales
Hidroeléctricas
3.1. Mecanismo de desarrollo limpio
El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) fue establecido con la firma del Protocolo de Kyoto
con el objetivo de promover la reducción de las emisiones de los gases causantes del efecto
invernadero (GEI) tales como el CO2 producto de la quema de combustible en la generación de
energía. De este modo, el MDL permite a los países industrializados financiar proyectos de
reducción de emisiones en países en desarrollo beneficiándolos con un reembolso según la
reducción de CO2.
Entre las características que deben cumplir los proyectos a ser elegibles en el marco del MDL se
ha considerado que el proyecto demuestre tener beneficios reales, mensurables y a largo plazo en
relación con la mitigación de los gases de efecto invernadero y que contribuyan al desarrollo
sostenible del país.
17
Actualmente se han identificado 14 proyectos de energía que califican al MDL, representando
inversiones de US$577.26 millones de dólares y reducciones de 1.8 millones anuales de CO2, los
cuales se detallan en el siguiente cuadro:
Cuadro N º 10: Proyectos MDL – Centrales Hidroeléctricas
Fuente: Fondo Nacional de Ambiente (FONAM)
Entre los proyectos presentados destacan: Santa Rita, San Gabán y Quitaracsa, por su mayor
producción anual de energía, correspondiente a 1,095, 725 y 648.9 (GWh), respectivamente.
Asimismo, estos tres proyectos, constituyen inversiones de 411 millones de dólares y reducciones
de 1.3 toneladas de CO2, representando el 71% del total de los 14 proyectos.
Los requerimientos mínimos de información con que debe contar un proyecto para solicitar
financiamiento por contribuir con la reducción de emisiones de CO2 en el marco de la aplicación
del Mecanismo de Desarrollo Limpio son: autorización de uso de agua, autorización de generación
de energía, estudio de impacto ambiental y estudio de factibilidad. En el cuadro Nº 8 se resume el
estado de cada uno de los 14 de energía que califican al MDL.
Nombre del Proyecto Departamento Desarrollador del Proyecto
Potencia Instalada
(MW)
Producción anual de energía (GWh)
Inversión (miles $)
Reducción de emisiones de
CO2 (mil t anual)
Poechos I Piura Sindicado Energético S.A. SINERSA 15.4 58.5 16,500 30
Quitaracsa Ancash S&Z Consultores 114.6 648.9 120,000 246Tarucani Arequipa S&Z Consultores 49 375 42,000 188La Virgen Junín Peruana de Energía S.A.A. 50 325 51,000 175
Moche I y II La Libertad Electricidad Andina 20.6 100.2 16,500 50Graton Lima Electricidad Andina 5 27.65 5,180 13.8
El Sauce San Martín Electricidad Andina 9.5 39.6 11,400 19.8Santa Rita La Libertad Electricidad Andina 170 1,095 180,000 547.5
San Gabán I Puno Empresa de Generación Macusani S.A. 120 725 111,000 506
Cerro Mulato Lambayeque Eléctrica Chongoyape SAC 8 56.9 7,600 27.00Santa Rosa I y III Lima Eléctrica Santa Rosa SAC 2.6 7.2 2,280 8.6
Repotenciación de la C.H. de
CallahuancaLima Edegel S.A. 75 13,800 13,800 24.8
TOTAL 577,260 1,837
18
Cuadro N º 11: Requerimientos de Información de los Proyectos de Mecanismo de Desarrollo
Limpio (PML)
Fuente: Fondo Nacional de Ambiente (FONAM)
Nombre del Proyecto Desarrollador del Proyecto
Requerimiento mínimo de información: Autorizaciones, Estudio de Impacto Ambiental, Estudio de Factibilidad.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.Poechos I * Cuenta con Autorización de Generación de Energía. Piura * Cuenta con estudio de impacto ambiental.
*Cuenta con estudio de factibilidad.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.Quitaracsa * Cuenta con Autorización de Generación de Energía. Ancash * Cuenta con estudio de impacto ambiental.
* Cuenta con estudio de factibilidad.
* La Autorización de uso de Agua esta en litigio judicial.Tarucani * Cuenta con Autorización de Generación de Energía. Arequipa * Cuenta con estudio de impacto ambiental.
* Cuenta con estudio de factibilidad.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.La Virgen * No cuenta con Autorización de Energía.
Junín * El estudio de impacto ambiental ha sido presentado al Ministerio de Energía y Minas para su aprobación.* Cuenta con estudio de factibilidad, pero debe ser actualizado.
Moche I y II * La Autorización de uso de Agua esta en revisión.La Libertad * No cuenta con Autorización de Energía.
* El proyecto Moche I cuenta con estudio de pre factibilidad. El proyecto Moche II no cuenta con estudios.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.Graton * Cuenta con Autorización de Generación de Energía. Lima * Cuenta con estudio de impacto ambiental.
* Cuenta con estudio de factibilidad.
El Sauce * La Autorización de uso de Agua esta en revisión.San Martín * No cuenta con Autorización de Energía.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.
Santa Rita * La Autorización de uso de Energía ha sido solicitada, pero aún no tienen respuesta.
La Libertad * Cuenta con estudio de impacto ambienta.* Cuenta con estudio de factibilidad.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.San Gabán I * Cuenta con Autorización de Generación de Energía. Puno * Cuenta con estudio de impacto ambiental.
* Cuenta con estudio de factibilidad.
Cerro Mulato * Cuenta con Autorización de uso de Agua.Lambayeque * Cuenta con Autorización de Generación de Energía.
* Cuenta con estudio de factibilidad.
Santa Rosa I* Cuenta con Autorización de uso de Agua.* Cuenta con Autorización de Generación de Energía.
Santa Rosa I y III * Cuenta con estudio de factibilidad.Lima Santa Rosa II
* Estan solicitando la Autorización de uso de Agua y de Generación de Energía.* Cuenta con estudio de Pre-factibilidad.
* Cuenta con Autorización de uso de Agua.* Cuenta con Autorización de Generación de Energía.
Lima * Cuenta con estudio de factibilidad.
S&Z Consultores
Peruana de Energía S.A.A.
Sindicato Energético S.A. SINERSA
S&Z Consultores
Electricidad Andina
Repotenciación de la C.H. Callahuanca
Eléctrica Santa Rosa SAC
Edegel S.A.
Empresa de Generación Macusani S.A.
Eléctrica Chongoyape SAC
Electricidad Andina
Electricidad Andina
Electricidad Andina
19
En el siguiente cuadro podemos observar el financiamiento necesario para la realización de cada
proyecto de generación de energía hidráulica. El valor por reducción de emisión de CO2 fue
calculado multiplicando la cantidad de emisión de CO2 a ser reducida por una cotización de 4
dólares la tonelada9. Posteriormente, se procedió a estimar la inversión necesaria para llevar a cabo
cada uno de los 14 proyectos, la cual ha sido denominada como valor presente neto (VPN) del
proyecto. Es decir, al valor de la inversión presentada en el cuadro Nº2 se le restó el valor presente
(VP) de los ingresos a ser recibidos cada año proveniente de la reducción de emisión de CO2 de
ser aceptado el proyecto dentro del marco de MDL. El VP fue calculado considerando 12% de tasa
de interés, 40 años de vida útil de la central y el valor de reducción de CO2 por año. Los resultados
se muestran a continuación:
Cuadro N º12: Inversión (VPN) por proyecto descontado los ingresos por reducción de CO2.
Fuente: Fondo Nacional de Ambiente (FONAM)
A partir de este cuadro, podemos observar que el financiamiento necesario para la construcción de
cada central hidroeléctrica (inversión) se reduce en un porcentaje promedio de 10.5% de ser
aprobado el proyecto como un mecanismo de desarrollo limpio (MDL).
Asimismo, en los proyectos con mayor producción anual de energía como Santa Rita (1,095GWh),
San Gabán I (725GWh) y Quitaracsa (648.9 GWh), encontramos que la inversión se reduce en
9En el mercado actual, la reducción de 1 tonelada de CO2 se cotiza entre 2 y 5 dólares. Cabe señalar que la venta de bonos de carbono en Chile, se cotizan en 3.5 dólares la tonelada.
Nombre del Proyecto
Inversión (miles $)
Reducción de emisiones de
CO2 (mil t anual)
Valor reducción de CO2 (mil t
anual) si P=4 ($) (miles de $)
VPN del proyecto (miles
de $)
Poechos I 16,500 30 120 989 6.0% 15,511Quitaracsa 120,000 246 984 8,112 6.8% 111,888Tarucani 42,000 188 752 6,199 14.8% 35,801La Virgen 51,000 175 700 5,771 11.3% 45,229
Moche I y II 16,500 50 200 1,649 10.0% 14,851Graton 5,180 13.8 55 455 8.8% 4,725
El Sauce 11,400 19.8 79 653 5.7% 10,747Santa Rita 180,000 547.5 2,190 18,054 10.0% 161,946
San Gabán I 111,000 506 2,024 16,685 15.0% 94,315Cerro Mulato 7,600 27.00 108 890 11.7% 6,710
Santa Rosa I y III 2,280 8.6 34 284 12.4% 1,996
Repotenciación de la C.H. de Callahuanca
13,800 24.8 99 818 5.9% 12,982
TOTAL 577,260 1,837 7,346 60,559 10.5% 516,701
VP de la reducción de CO2 (miles de $)
20
10%, 15% y 6.8%, respectivamente; con lo cual podemos concluir que el acceso a mecanismos
internacionales como el MDL constituye un factor determinante que facilita la inversión en
centrales hidroeléctricas en el país.
Para profundizar nuestro análisis sobre los posibles ingresos a ser recibidos producto de la venta de
los bonos de carbono, se procedió a estimar este valor considerando diferentes precios dentro de su
rango de fluctuación de 2 a 5. Asumiendo valores de cinco, cuatro, tres y dos dólares por tonelada
de reducción de CO2 se procedió a recalcular el valor presente neto de cada proyecto según los
pasos explicados anteriormente. A continuación se muestran el porcentaje de la inversión total que
seria reducida gracias al financiamiento del MDL bajo diferentes precios10.
Cuadro N º 13: Porcentaje de la Inversión a ser financiado por el Banco Mundial producto
de la venta de bonos de carbono
Fuente: Fondo Nacional de Ambiente (FONAM)
Como podemos observar mientras mayor sea el precio transado por la reducción de CO2 menor
será la inversión necesaria para la construcción de la central hidroeléctrica. De este modo
asumiendo un escenario medio donde el precio se estableciera en algún valor comprendido entre 3
y 4 dólares, encontramos que la inversión del proyecto Santa Rita podría ser disminuida entre
7.5% y 10%, la de San Gabán I entre 11.3% y 15%, y la de Quitaracsa entre 5.1% y 6.8%; con lo
cual podemos afirmar que la dinámica y madurez del mercado de bonos de carbono no solo es
ventajoso para el cuidado del medio ambiente sino que también constituye una oportunidad para
promover la inversión en centrales hidroeléctricas.
10 En el Anexo 2, se muestra el detalle de los cálculos realizados para la obtención de las rentabilidades del cuadro Nº 10.
P=5 P=4 P=3 P=2Poechos I 7.5% 6.0% 4.5% 3.0%Quitaracsa 8.4% 6.8% 5.1% 3.4%Tarucani 18.5% 14.8% 11.1% 7.4%La Virgen 14.1% 11.3% 8.5% 5.7%
Moche I y II 12.5% 10.0% 7.5% 5.0%Graton 11.0% 8.8% 6.6% 4.4%
El Sauce 7.2% 5.7% 4.3% 2.9%Santa Rita 12.5% 10.0% 7.5% 5.0%
San Gabán I 18.8% 15.0% 11.3% 7.5%Cerro Mulato 14.6% 11.7% 8.8% 5.9%
Santa Rosa I y III 15.5% 12.4% 9.3% 6.2%Repotenciación de la C.H. de
Callahuanca 7.4% 5.9% 4.4% 3.0%
VPN de la venta de los bonos de carbono comoporcentaje de la inversion totalNombre del Proyecto
21
Bibliografía
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Peruano”. Documento de Trabajo Nº 5, Oficina de Estudios Económicos - OSINERG
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Generación Eléctrica en el Perú” (mimeo).
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Paper Nº 420.
Suazo, Miguel (2005). “El Potencial Hidroeléctrico Peruano: Realidad u Utopía”.
22
Anexo Nº 1: Autorizaciones Vigentes para desarrollar la actividad de generación eléctrica
Titular de la Central Potencia Resolución Fecha deAutorización Hidroeléctrica Instalada Ministerial Expedición
(MW) BLAS RUBEN ESPINOZA BAUER
CASTROVIRREYNA COMPAÑÍAMINERA S.A.
CENTRAL HIDROELÉCTRICADE LANGUI S.A.COMPAÑÍA DE MINASBUENAVENTURA S.A.COMPAÑÍA HIDROELÉCTRICASAN HILARIÓN S.A.COMPAÑÍA DE MINASBUENAVENTURA S.A.COMPAÑÍA MINERAATACOCHA S.A.COMPAÑÍA MINERACHUNGAR S.A.COMPAÑÍA MINERACHUNGAR S.A.COMPAÑÍA MINERAMADRE SELVA S.A.COMPAÑÍA MINERAPODEROSA S.A.COMPAÑÍA MINERARAURA S.A.COMPAÑÍA MINERARAURA S.A.COMPAÑÍA MINERA HUALLANCASANTA LUISA S.A. NUEVACOMPAÑÍA MINERASAYAPULLO S.A.COMPAÑÍA MINERAATACOCHA S.A.COMPAÑÍA MINERA 1COLQUIRRUMI S.A.COMPAÑÍA MINERAMILPO S.A.COMUNIDAD CAMPESINACHINCHE TINGOCONSORCIO ENERGÉTICO DE HUANCAVELICA S.A.CONSORCIO ENERGÉTICO DE HUANCAVELICA S.A.CORPORACIÓN MINERADEL PERU S.A.E.A.W. MULLER S.A.
EDE CHANCAY S.A.
EGEMSA
PATÓN
LLAUCÁN
HUANCHAY
CEMENTO ANDINO S.A.
CEMENTO ANDINO S.A.
1.76
4.09
8
4.3
0.88
1.2
14.06.2004
11 SAN HILARIÓN 0.59 LIMA 409-97-EM/VME 24.09.1997
9 LANGUI 0.74
273-97-EM/VME
26 HUAPA 0.88
505-94-EM/DGE
014-95-EM/DGE
HUANCAVELICA 095-2003-EM/DM
PASCO3.19
SAN MIGUEL
CH3N
SAN ANTONIO
HUANCAVELICA
CUSCO 237-2004-MEM/DM
099-94-EM/DGE
384-93-EM/DGE
PASCO
LA LIBERTAD
016-96-EM/VME
247-93-EM/DGE
376-93-EM/DGE
378-93-EM/DGE
321-94-EM/DGE
207-97-EM/VME
313-94-EM/DGE
342-93-EM/DGE
274-93-EM/DGE
27 TUCSIPAMPA 1.34 HUANCAVELICA
9.9 ANCASH 495-2000-EM/VME
24.02.2003
131-2002-EM/DM 04.03.2002
26.12.2000CENTAURO
29 LA ESPERANZA 0.592 PASCO 225-94-EM/DGE 27.04.1994
28
31 HERCCA CUSCO0.82
30 CANTA 0.83 LIMA 009-96-EM/VME 09.01.1996
235-98-EM/VME 21.05.1998
24 CANDELARIA
25 CHINCHE 1.6 PASCO
03.11.1998
28.02.1996
541-98-EM/VME
107-96-EM/VME
20.01.1995
23 CAJAMARCA 11.10.2004386-2004-MEM/DM
22 MARCOPAMPA PASCO
05.07.1994
14
21 MEMBRILLO LA LIBERTAD 21.12.1994
13 CHAPRÍN 5.4
20
LIMA 15.01.1996
HUÁNUCO 28.10.1993
EL TINGO
19 RAURA II
15 SHAGUA 1.1 LIMA
18 CASHAUCRO LIMA
17
16 CHULEC 0.7 JUNÍN
1.95 LIMA 31.12.1993
31.12.1993
19.11.1993
341-93-EM/DGE
21.02.1994
31.12.1993
11.07.1994
12 HUANCARAMA 3.9 AREQUIPA 20.06.1997
10 3.46 LIMA
8 CARPAPATA II 5.92 JUNÍN 31.12.1993
19.10.1994
7 CARPAPATA I 10.98 JUNÍN 31.12.1993
6 SANTA INÉS 0.578 432-94-EM/DGE
07.12.2005
5 CAHUA S.A. SAN IGNACIO 0.65 AREQUIPA 07.12.2005
506-2005-MEM/DM
506-2005-MEM/DM
4 CAHUA S.A. 0.62 AREQUIPA
17.03.2004
3 CAHUA S.A. MISAPUQUIO 3.68 AREQUIPA 07.09.2005
127-2004-MEM/DM
371-2005-MEM/DM
2 CAHUA S.A. 0.872 ANCASH
N° Ubicación
1 0.78 PASCO 20.06.1997
23
Titular de la Central Potencia Resolución Fecha deAutorización Hidroeléctrica Instalada Ministerial Expedición
(MW) ELECTRICA SANTAROSA S.A.ELECTRICA SANTAROSA S.A.
SICAYA-HUARISCA
ELECTRO SUR ESTE S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.A.
EMPRESA DE INTERÉS LOCALHIDROELÉCTRICADE CHACASEMPRSA COMUNAL DE COMUNIDDA CAMPESINAMUQUIYAUYO
2.4
5.67 AMAZONAS 490-2000-EM/VME
151-97-EM/DGE
489-2000-EM/VME
0.8
0.58
9
56 ELECTRONORTE S.A 0.8 CAJAMARCA
HERCCA
24.09.1997
215-2000-EM/VME 09.05.2000
628-98-EM/VME 21.12.1998
21.01.2000
02.12.2003
1.69LLUSITA
53 QUIROZ 1.66 PIURAELECTRONORESTETE S.A
52 SAN FRANCISCO 1.54 CUSCOELECTROCENTRO S.A.
51 AYACUCHO 471-97-EM/VME 28.10.1997ELECTROCENTRO S.A.
50 LA OROYA JUNÍN 643-2003-MEM/DMELECTROANDES S.A.
49 HUANCARAY APURÍMAC 021-2000-EM/VME
LIMA 202-2001-EM/VME 07.05.20011.3
33 SANTA ROSA 1 LIMA 481-2004-MEM/DM0.83 25.11.2004
32 SANTA ROSA 2
34 JUNÍN 101-94-EM/DGE 21.02.1994ELECTRO CENTRO S.A. 0.696CONCEPCIÓN
20.05.1994
36 CHANCHAMAYO JUNÍN
35 CHAMISERÍA (I Y II) JUNÍN 256-94-EM/DGE
0.9
CAJAMARCA
APURIMAC 31.12.1993
04.08.2000
CUSCO 135-96-EM/VME 21.03.1996
PUNO 298-2000-EM/VME
059-94-EM/DGE
37 JUNÍN 081-94-EM/DGE
259-94-EM/DGE 20.05.1994
08.09.1997
58 1.05 AMAZONAS 24.09.1997
ELECTRONORTE S.A
ELECTRONORTE S.A
57
ELECTRONORTE S.A54 1.06
1.25
40 POZUZO
48
ELECTRO PUNO S.A.A.47 SANDIA
55 2 CAJAMARCAELECTRONORTE S.A CHIRICONGA
0.86
41 QUICAPATA 1.04
39 PICHANAKI
38 MACHU
ELECTRO CENTRO S.A.
INGENIO
0.502
14.02.1995
21.02.1994
JUNÍN
09.01.1995PASCOELECTRO CENTRO S.A.
082-94-EM/DGE 12.02.1994
0.552
003-95-EM/DGE
1.45
JUNÍN
ELECTRO CENTRO S.A.
ELECTRO CENTRO S.A.
ELECTRO CENTRO S.A.
ELECTRO CENTRO S.A.
AYACUCHOELECTRO CENTRO S.A. 04.04.1994175-94-EM/DGE
44 EL MUYO
42 1.92 21.02.1994ELECTRO CENTRO S.A.
43 CACLIC 4.8 AMAZONAS 13.12.2000
JUNÍN 084-97-EM/DGE
491-2000-EM/VME
ELECTROSUR ESTE S.A.
60 1.8 APURIMAC
59 1.34
ELECTROSUR ESTE S.A.
45 GERA SAN MARTIN
46 LA PELOTA CAJAMARCAELECTRO ORIENTE S.A.
6
3.18
21.04.1997ELECTRO ORIENTE S.A.
ELECTRO ORIENTE S.A.
ELECTRO ORIENTE S.A. 13.12.2000
13.12.2000
N° Ubicación
390-97-EM/VME
392-97-EM/VME
410-97-EM/VME
CAJAMARCA
3.18
411-97-EM/VME
386-97-EM/VME
31.12.1993
356-93-EM/DGE
354-93-EM/DGE
077-97-EM/DGE0.56 JUNÍN
GUINEAMAYO
JAÉN-LA-PELOTA
SAN ANTONIO
MATARÀ
MUQUIYAUYO
CHUMBAO
12.09.1997
12.09.1997
24.11.1997
26.02.1997
CHACAS 0.6 ANCASH 517-97-EM/VME61
62
BUENOS AIRES
24
Titular de la Central Potencia Resolución Fecha deAutorización Hidroeléctrica Instalada Ministerial Expedición
(MW) EMPRESA ADMINISTRADORACHUNGAR S.A.C.EMPRESA ADMINISTRADORACHUNGAR S.A.C.EMPRESA ADMINISTRADORACHUNGAR S.A.C.EMPRESA DE GEN. ELECT.DE AREQUIPA S.A.- EGASAEMPRESA DE GEN. ELECT.DE AREQUIPA S.A.- EGASAEMPRESA DE GEN. ELECT.DE AREQUIPA S.A.- EGASAEMPRESA DE GEN. ELECT.DE AREQUIPA S.A.- EGASAEMPRESA DE GEN. ELECT.DE AREQUIPA S.A.- EGASAEMPRESA MINASCERCAPUQUIO S.A.EMPRSA MINERAYAULIYACU S.A.FEBRICA DE TEJIDOSMARANGANÍ S.A.
MINERA MALAGASANTOALLA S.A.PROY. ESP. CHAVIMOCIHC-INADEPROY. ESP. PASTO GRANDESOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.SOCIEDAD MINERACORONA S.A.SOCIEDAD MINERAEL BROCAL S.A.SOCIEDAD MINERAEL BROCAL S.A.SOCIEDAD MINERAEL BROCAL S.A.SOUTHERN PERU RUMIPUNCO 1 COPPER CORPORATION Y BOTIFLACA 2
390-2005-MEM/DM
HIDRANDINA79 1.1 LA LIBERTAD
78 HIDRANDINA SHIPILCO
01.09.1998
ANCASH 01.09.1998
ANCASH 12.09.2005
CUSCO 060-94-EM/DM
CAJAMARCA 24.08.1998
77 HIDRANDINA 0.97 ANCASHPOMABAMBA 420-98-EM/VME
396-98-EM/VME
76 HIDRANDINA PACARENCA 2.09
75 HIDRANDINA MARIA JIRAY 1.44
CAJAMARCA 24.08.1998
73 LANGUI
74 HIDRANDINA CHICCHE 0.57
68 AREQUIPA 067-95-EM/DGE
0.736
72 MONOBAMBA II 5.33 JUNÍN 408-2003-MEM/DM
71
PARIAC Nº4 ANCASH 229-2001-EM/VME
368-93-EM/DGEJUNÍN
CHARCANI II AREQUIPA 068-95-EM/DGE 06.03.1995
CHARCANI VI AREQUIPA 070-95-EM/DGE 06.03.1995
129-95-EM/DGE
06.03.1995
069-95-EM/DGE 06.03.1995
28.05.2001
31.12.1993
19.09.2003
14.02.1994
30.06.1999
421-98-EM/VME
AREQUIPA
CHARCANI III AREQUIPA
395-94-EM/DGE
118-95EM/DGE
YAMOBMBA 0.586 LA LIBERTAD 133-2003-EM/DM
315--94-EM/DGE
CHONGOS ALTO 1.84
SAN GREGORIO 0.6
0.58
N° Ubicación
0.79
3
BAÑOS 5.26
CHARCANI I 1.47
PASCO 071-2001-EM/VME 14.02.2001
399-2003-MEM/DM 10.09.2003LIMA
4.56
8.96
09.02.2001
2.08
63
86
83
85
67
66
70
69
TARABAMBA 307-99-EM/VME
64 FRANCOIS 0.88 PASCO 057-2001-EM/VME
65 SAN JOSÉ
02.05.1995
80 HIDRANDINA S.A. HUAYUNGA 0.58 CAJAMARCA 344-2003-MEM/DM 12.08.2003
81 HIDRANDINA S.A. 26.03.2003
82 PASTO BUENO 0.8 ANCASH 433-96-EM7VME 11.11.1966
VIRÚ 7.68 LA LIBERTAD
0.51 AREQUIPA
05.07.1994
84 Nª6 CHILLIGUA 3.5 MOQUEGUA 296-95-EM7VME 05.10.1995
25.05.1995
87 SIHUAS I 0.92 AREQUIPA 117-95/EM/DGE 02.05.1995
ONGORO
88 CHOCOCO 0.67 AREQUIPA 574-97/EM/VME 18.12.1997
89 TAMBORAQUE 2 0.84 LIMA 561-2001/EM/VME 26.12.2001
90 JUPAYRAGRA 1.92 PASCO 053-94-EM/DGE 08.03.1994
91 RIO BLANCO 1.34 PASCO 372-93/EM/DGE 31.12.1993
92 YAULI 0.8 HUANCAVELI 332-98-EM/VME 06.07.1998
93 9 MOQUEGUA 055-94-EM/DGE 08.02.1994
Fuente: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE
25
Anexo Nº 2: Cálculo de la rentabilidad de los proyectos bajo para diferentes cotizaciones de los bonos
de carbono.11
Valor reducción de CO2 = Reducción de emisiones de CO2 * Cotización de CO2
VP de la reducción de CO2= Valor reducción de CO2 * ((1-(1.12)-40)/ 0.12)
%= VP de la reducción de CO2 / Valor reducción de CO2
VPN del proyecto = Valor reducción de CO2 - VP de la reducción de CO2
11 El escenario cuando la cotización de los bonos de CO2 es de 4 dólares ya fue presentada en el cuadro Nº 9
Nombre del Proyecto
Inversión (miles $)
Reducción de
emisiones de CO2 (mil
t anual)
Valor reducción de CO2 ($
año)
VPN del proyecto
($)
Valor reducción
CO2 ($ año)
VPN del proyecto
($)
Valor reducción
CO2 ($ año)
VPN del proyecto
($)
P=5 ($) % P=3 ($) % P=2 ($) %
Poechos I 16,500 30 150 1,237 7.5 15,263 90 742 4.5 15,758 60 495 3.0 16,005
Quitaracsa 120,000 246 1,230 10,140 8.4 109,860 738 6,084 5.1 113,916 492 4,056 3.4 115,944Tarucani 42,000 188 940 7,749 18.5 34,251 564 4,649 11.1 37,351 376 3,100 7.4 38,900
La Virgen 51,000 175 875 7,213 14.1 43,787 525 4,328 8.5 46,672 350 2,885 5.7 48,115
Moche I y II 16,500 50 250 2,061 12.5 14,439 150 1,237 7.5 15,263 100 824 5.0 15,676Graton 5,180 13.8 69 569 11.0 4,611 41.4 341 6.6 4,839 27.6 228 4.4 4,952
El Sauce 11,400 19.8 99 816 7.2 10,584 59.4 490 4.3 10,910 39.6 326 2.9 11,074Santa Rita 180,000 547.5 2,738 22,567 12.5 157,433 1642.5 13,540 7.5 166,460 1095 9,027 5.0 170,973
San Gabán I 111,000 506 2,530 20,857 18.8 90,143 1518 12,514 11.3 98,486 1012 8,343 7.5 102,657
Cerro Mulato 7,600 27 135 1,113 14.6 6,487 81 668 8.8 6,932 54 445 5.9 7,155
Santa Rosa I y III 2,280 8.6 43 354 15.5 1,926 25.8 213 9.3 2,067 17.2 142 6.2 2,138Repotenciación
de la C.H. de Callahuanca
13,800 24.8 124 1,022 7.4 12,778 74.4 613 4.4 13,18749.6
409 3.0 13,391
TOTAL 577,260 1,837 9,183 501,562 5,510 531,841 3,673 546,981
VP de la reducción
de CO2
VP de la reducción de
CO2
30,27975,698 45,419
VP de la reducción de
CO2
26
Anexo Nº 3: Contenido referencial de los EA para empresas de Generación
Contenido EIA desarrollado EIA semi- desarrollado DIA PMA Resumen Ejecutivo conteniendo al menos Línea de Base, Descripción del proyecto, generación de impactos, planes de manejo y Plan de Abandono.
Capítulo 1. Introducción Antecedentes del proyecto, Titular, Nombre del Proyecto, Ubicación
Antecedentes del proyecto, Titular, Nombre del Proyecto, Ubicación
Antecedentes del proyecto, Titular, Nombre del Proyecto, Ubicación
Titular, Nombre del Proyecto, Ubicación
Capítulo 2. Justificación del proyecto Razones para ejecutar el proyecto Razones para ejecutar el proyecto
Razones para ejecutar el proyecto No requiere
Capítulo 3. Descripción del proyecto Nivel de Ingeniería de detalle Nivel de factibilidad Ficha técnica Ficha técnica
3.1 Objetivos, alcances y características, enfatizando en el uso de recursos hídricos o el tipo de combustibles y consumo específico
Historia de la cuenca de más de 10 años y su prospección durante la vida útil del proyecto o uso de recursos fósiles.
Historia de la cuenca de más de 5 años y su prospección durante la vida útil del proyecto o uso de recursos fósiles.
Uso o consumo del recurso hídrico o fósil.
No requiere
3.2. Cronograma de construcción
Plan de operación, costos de construcción, operación y mantenimiento, precio venta de energía. Cronograma de ejecución de obra
Costos, de construcción, operación y mantenimiento, precio venta de energía. Cronograma de ejecución de obra
Presupuesto de construcción y cronograma
Presupuesto de construcción y cronograma
3.3 Programa de operación Diagrama e cobertura de la demanda, producción y venta de energía eléctrica proyectada
No requiere No requiere No requiere
3.4 Localización y uso de suelos Ubicación del proyecto, descripción de los terrenos y uso actual.
Ubicación del proyecto, descripción de los terrenos y uso actual.
Ubicación del proyecto, descripción de los terrenos y uso actual.
No requiere
Capítulo 4. Descripción del medio ambiente (Línea base que tendrá una validez de 5 años)
4.1 Descripción de las condiciones existentes y delimitación del área de estudio
No requiere
4.2 Descripción de la calidad ambiental
Monitoreo de los parámetros y cálculo de índices ambientales de calidad de aire, agua. Ruido, diversidad, ecológicos, recursos arqueológicos, calidad visual y calidad de vida
Índices ambientales de calidad de aire, agua, ruido, diversidad ecológica, recursos arqueológicos, calidad visual y calidad de vida
No requiere No requiere
27
Capítulo 5. Impacto del proyecto
5.1. Identificación, descripción y cuantificación de impactos.
Aplicación de matrices para identificar efectos de deforestación, desplazamiento de población, efectos en la fauna, erosión y colmatado de los reservorios, situación sísmica, cambio climático, efectos en las irrigaciones, efectos en turismo y recreación, entre otros, en el caso de generación hidráulica y calidad de aire, deforestación, efectos en la fauna, erosión, condiciones sísmicas, efluentes, etc. Además se deberá demostrar mediante el uso de modelos de dispersión la disposición de agua residual y emisiones atmosféricas que afecten la calidad del cuerpo de agua receptor y los Estándares de Calidad Ambiental del Aire respectivamente, en los casos de generación térmica.
Aplicación de matrices para identificar deforestación, efectos en la fauna, erosión y colmatado de los reservorios, situación sísmica, efectos en las irrigaciones, efectos en turismo, en el caso de generación hidráulica y calidad de aire, condiciones sísmicas, cálculo de emisiones gaseosas, Efluentes, etc., en los casos de generación térmica efectos en las irrigaciones, entre otros, en el caso de generación hidráulica y calidad de aire en los casos de generación térmica
Identificación de impactos sobre componentes ambientales, como fauna, erosión situación sísmica, efectos en las irrigaciones, entre otros, en el caso de generación hidráulica y calidad de aire y ruido en los casos de generación térmica
Principales impactos identificados
5.2. Valoración económica de impactos No requiere
Capítulo 6. Plan de Manejo Ambiental
(Los planes y programas que se consideren parte del Plan de Manejo Ambiental serán incluidas en forma ampliada en los Anexos correspondientes)
(Los planes y programas que se consideren parte del Plan de Manejo Ambiental serán incluidas en forma ampliada en los
(Los planes y programas que se consideren parte del Plan de Manejo Ambiental serán incluidas en forma ampliada en los
Capítulo 7. Planes de Contingencias Anexos correspondientes) Anexos correspondientes) Capítulo 8. Plan de Cierre y Abandono No requiere
Capítulo 9. Análisis de Costo y Beneficio No requiere
Capítulo 10. Programa de Monitoreo No requiere No requiere 10.1. Justificación del programa No requiere No requiere 10.2 Descripción del programa No requiere 10.3. Cronograma y presupuesto No requiere Referencias No requiere Glosario de términos No requiere Abreviaturas No requiere
28
Anexos No requiere
Plan Relaciones Comunitarias o Programa de Desarrollo Local, Normas legales, Lista de especies, Cálculos, Descripción técnica del proyecto, Planes específicos de mitigación ( Plan de manejo hídrico incluyendo el caudal mínimo ecológico de ríos afectados por las centrales hidroenergéticas, Plan de Manejo de combustibles y lubricantes, Plan de manejo de residuos, Plan de recuperación de suelos afectados, Plan de recuperación de aguas afectadas, Plan de manejo de explosivos, Plan de manejo de productos peligrosos), Participación ciudadana y talleres, Informe de la situación de las gestiones de servidumbres y compensación a propietarios afectados, y Estudio arqueológico
Normas legales, Planes específicos de mitigación (Plan de manejo hídrico incluyendo el caudal mínimo ecológico de ríos afectados por las centrales hidroenergéticas), Participación ciudadana y talleres, Informe arqueológico.
Normas legales, Informe arqueológico.
No requiere
Fuente: MEM. Documento Base para la Actualización del Reglamento de Protección Ambiental para las Actividades Eléctricas.