Análisis de las barreras y facilidades para la inversión en ......Análisis de las barreras y...

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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


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


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

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Cuadro N º 8: Concesión Definitiva. Centrales Hidroeléctricas en Operación


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)


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 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.


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.


Cerro Mulato * Cuenta con Autorización de uso de Agua.Lambayeque * Cuenta con Autorización de Generación de Energía.


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.


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


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


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

(mimeo).

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Generación Eléctrica en el Perú” (mimeo).

Ley Nº 28447. Ley que modifica el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

Gallardo, J.; García, R. y J. Távara (2005) Instituciones y Diseño de Mercado en el Sector

Eléctrico Peruano: Análisis de la Inversión en Generación. Proyecto Mediano. Consorcio de

Investigación Económica y Social.

Head, Chris (2000) “Financing of private Hydropower Projects”. World Bank Discussion

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


(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


(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


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


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.

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