Report No. 53719--PE El Desarrollo Hidroeléctrico en el PERU Unidad de Energía Departamento de Desarrollo Sostenible Región Latino América y el Caribe Banco Mundial El Desarrollo Hidroeléctrico en el PERU Mayo 2010 El Programa de Asistencia para la Gestión de la Energía (ESMAP) es un programa de fondos fiduciarios para el conocimiento global y la asistencia técnica administrados por el Banco Mundial y ayuda a países de ingresos bajos y medios a aumentar los conocimientos técnicos y capacidad institucional para lograr soluciones energéticas ambientalmente sostenibles para la reducción de la pobreza y el crecimiento económico. Los informes del Progrma de Asistencia para la Gestion de la Energia (ESMAP) se publican para comunicar los resultados del trabajo ESMAP a la comunidad de desarrollo con la menor demora posible. Algunas fuentes citadas en este documento pueden ser documentos informales que no están fácilmente disponibles. Este informe es un producto del staff del Banco Internacional de Reconstruccion y Desarrollo / Banco Mundial. Los hallazgos, interpretaciones y conclusiones expresadas en este informe no necesariamente reflejan la visión de los directores ejecutivos del Banco Mundial, o de los gobiernos que representan, o ESMAP. El Banco Mundial y ESMAP no garantizan la exactitud de los datos incluidos en esta publicación y no acepta responsabilidad alguna por las consecuencias de su uso. Las fronteras, colores, denominaciones y demás información que aparece en los mapas de este volumen no implican, por parte del Grupo del Banco Mundial, juicio alguno sobre la condición jurídica de cualquier territorio ni la aprobación de la aceptación de tales fronteras. ii ÍNDICE PRÓLOGO..........................................................................................vii ABREVIATURAS Y SIGLAS ...................................................................................... viiix AGRADECIMIENTOS .................................................................................................. xiiii RESUMEN EJECUTIVO .............................................................................................. xiiiii 1. OBJETIVOS Y ANTECEDENTES DEL ESTUDIO ................................................ 1 1.1 Contexto y Objetivos del Sector ..................................................................... 2 1.2 Nuevo Escenario Energético Mundial ............................................................ 5 2. VIABILIDAD TÉCNICA DE LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA ............... 9 2.1 Viabilidad Técnica y Preparación de los Proyectos Hidroeléctricos en Perú . 9 2.2 Consideraciones sobre el Cambio Climático ................................................ 18 2.3 Cuestiones Sociales y Ambientales .............................................................. 22 2.4 Información Hidrometeorológica .................................................................. 25 2.5 Conclusiones de la Evaluación Técnica ........................................................ 27 3. FUNDAMENTO ECONÓMICO DEL DESARROLLO HIDROELÉCTRICO: ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................................... 30 3.1 Metodología .................................................................................................. 30 3.2 Precios del Gas Natural en Perú.................................................................... 31 3.3 Valor Económico del Gas Natural en Base a los Valores Netback .............. 31 3.4 Aspectos Económicos de la Generación Eléctrica en Centrales a Gas ......... 33 3.5 Análisis Económico de los Proyectos de la Muestra .................................... 37 3.6 Beneficios Ambientales Locales ................................................................... 40 3.7 Beneficios Ambientales Globales ................................................................. 41 3.8 Los Impactos Negativos del Cambio Climático ........................................... 42 3.9 Conclusiones del Análisis Económico de los Proyectos Hidroeléctricos ..... 43 4. VIABILIDAD FINANCIERA DE LOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ..... 45 4.1 Supuestos para el Financiamiento de Proyectos ........................................... 45 4.2 Tasa Interna de Retorno Financiera (FIRR) para el Proyecto Típico bajo las Recientes Condiciones del Mercado ............................................................. 49 4.3 Análisis de Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroeléctricos bajo Distintos Escenarios Financieros .................................................................. 52 4.4 Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en la Viabilidad Financiera de los Proyectos .......................................................................... 65 4.5 Financiamiento de Proyectos Hidroeléctricos: Riesgos y su Mitigación...... 67 4.6 Impacto de la Crisis Financiera Internacional en el Financiamiento de los Proyectos Hidroeléctricos ............................................................................. 70 4.7 Conclusiones sobre la Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroeléctricos en Perú .......................................................................................................... 71 5. MARCO HABILITANTE: CONCESIONES PARA LAS INVERSIONES EN PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS Y GESTIÓN DE LOS DERECHOS DE AGUA ....................................................................................................................... 75 5.1 Concesiones para las centrales hidroeléctricas ............................................. 75 5.2 Derechos de Agua ......................................................................................... 77 5.3 Procedimientos Actuales para la Evaluación del Impacto Ambiental y Social ....................................................................................................................... 79 iii 5.4 Derechos de Paso .......................................................................................... 81 5.5 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos................................... 82 5.6 Marco Legal para la Inversión Extranjera en la Producción de Energía ...... 82 5.7 Conclusiones y Recomendaciones ................................................................ 83 6. MARCO HABILITANTE: SISTEMA REGULADOR Y SUBASTAS .................. 86 6.1 Panorama del Sector Eléctrico en Perú ......................................................... 86 6.2 Regímenes de Precios para Generación ........................................................ 91 6.3 Generación de Energía y Políticas de Gas Natural ....................................... 99 6.4 El Sistema de Subastas de Suministro de Energía en Perú ......................... 101 6.5 Inversiones en el Sector Eléctrico y Participación del Sector Privado ....... 109 6.6 Problemas y Reacciones del Gobierno ....................................................... 111 6.7 Conclusiones ............................................................................................... 115 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE POLÍTICA ............................ 120 7.1 Contribución potencial de los proyectos hidroeléctricos en Perú ............... 120 7.2 Barreras al desarrollo de proyectos hidroeléctricos .................................... 121 7.3 Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos hidroeléctricos ............................................................................................. 123 BIBLIOGRAFIA...................................................................................130 iv LISTA DE ANEXOS Anexo 1: Impacto del Cambio Climático en los Proyectos Hidroeléctricos Anexo 2: Medidas Recomendadas para Fortalecer la Red Hidrometeorológica Actual Anexo 3: Enfoque del Costo Evitado: Muestra del Cálculo para un Proyecto Típico Anexo 4: Procedimientos para Obtener los Permisos para Proyectos Hidroeléctricos Anexo 5: Sistemas de Subastas de Electricidad en Otros Países Sudamericanos LISTA DE CUADROS Cuadro 2.1: Potencial Teórico y Técnico de los Proyectos Hidroeléctricos Cuadro 2.2: Capacidad Hidroeléctrica Instalada por Regiones Cuadro 2.3: Concesiones Actuales Definitivas y Temporales Cuadro 2.4: Características Generales de los Proyectos Evaluados Cuadro 3.1: Precios del Gas Natural Gas (Gasoducto) 2008 Cuadro 3.2: Precios Regulados del Gas para la Generación Térmica en el Área de Lima 2008 Cuadro 3.3: Valor Económico del Gas Natural Cuadro 3.4: Central de Ciclo Combinado de 140 MW Cuadro 3.5: Central de Ciclo Abierto de 150 MW ( Cuadro 3.6: Cálculo de OSINERGMIN para el Cargo por Capacidad Cuadro 3.7: Costos de Generación a Factores de Carga del 65% Cuadro 3.8: Impacto Potencial de los Flujos Reducidos de la Estación Seca en el Proyecto Típico Cuadro 4.1: Tasa LIBOR a 6 meses Cuadro 4.2: Tasas de Depreciación Cuadro 4.3: Resultados del Análisis Financiero Costo-Beneficio para el Proyecto Típico, Financiamiento Comercial Cuadro 4.4: Financiamiento Respaldado por el Balance General Cuadro 4.5: Financiamiento del Proyecto ­ Project Finance Cuadro 4.6: Financiamiento del Modelo del Banco de Desarrollo de Brasil Cuadro 4.7: Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales Cuadro 4.8: Proyecto del Sector Público con Financiamiento de una IFI Cuadro 4.9: Comparación de Escenarios de Financiamiento: Precio de Licitación de Energía Firme Requerido para la Viabilidad Financiera Cuadro 4.10: Precio Financiero Total para Satisfacer Requerimientos de Ingresos Cuadro 4.11: Impacto de los Incrementos de Costos de Capital del Proyecto Cuadro 4.12: Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR Meta para el Proyecto Típico, Financiamiento Comercial, Precio Financiero Total Cuadro 4.13: Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR Meta para las Condiciones de Financiamiento Combinado IFI+Comercial, Precio Financiero Total Cuadro 4.14: Impacto de Ingresos por Bonos de Carbono en el Precio de la Electricidad Cuadro 4.15: Mercado del Mecanismo de Desarrollo Limpio Cuadro 4.16: El Mercado de la Unión Europea Cuadro 5.1: Procesos de Concesiones y Permisos de Derecho de Agua Cuadro 6.1: Plazos de Contratos en el Mercado Libre Cuadro 6.2: Evolución de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008 v Cuadro 6.3: Subastas Durante el Período Transitorio 2006-2009 LISTA DE FIGURAS Figura 1.1: Precios en el Banco Internacional Europeo de Intercambio de Bonos de Carbono Figura 1.2: Precios del Gas en EE.UU Figura 3.1: Curva de Demanda para el Gas Natural Figura 3.2: Costos de Generación versus Precio del Gas y Petróleo Figura 3.3: Costos de Generación OCCT versus CCCT, Precio Actual del Gas Figura 3.4: Costos de Generación OCCT versus CCCT, Precio Economico del Gas Figura 3.5: Beneficios de los Proyectos de la Muestra versus el Ratio Capacidad Firme y Capacidad Instalada Figura 3.6: Curva de Oferta de Proyectos Hidroeléctricos ­ Costos de Producción de Electricidad de las Centrales Hidroeléctricas Comparados con los Costos de Producción de Gas Natural Figura 3.7: Curva de Oferta (como Tasa Económica de Retorno, ERR) Figura 3.8: Costos de Producción y ERR Figura 3.9: Impacto de un Incremento del 20% en los Costos de Capital Figura 3.10: Impacto de los Beneficios de las Emisiones Evitadas de GHG en la ERR Figura 3.11: Generación Anual de Punta y Fuera de Punta, Proyecto Típico Figura 4.1: Curva de Rendimiento de Perú Figura 4.2: Curva de Rendimiento del Tesoro de EE.UU (29 enero 2009) Figura 4.3: Precios de la Energía en el Mercado Regulado versus Costos de Energía Marginales: horas de punta Figura 4.4: Flujos de Fondos Anuales del Desarrollador, Financiamiento Comercial Figura 4.5: Impacto de los Plazos más Extensos de los Préstamos en el Precio Financiero Total de la Energía Figura 4.6: Curva de Oferta, Costo Financiero Total para Alcanzar una FIRR del 17.5% Figura 4.7: DSCR y Flujos de Fondos para el Proyecto Típico: Financiamiento del Proyecto ­ Project Finance Figura 4.8: Acuerdo de Refinanciación en Vietnam bajo el Proyecto de Desarrollo de Energías Renovables del Banco Mundial Figura 4.9: Variaciones del Tipo de Cambio Figura 4.10: DSCR, Proyecto Típico: Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales Figura 4.11: Curva de Oferta en Base a Proyectos de la Muestra: Financiamiento Respaldado por el Balance General y Financiamiento Combinado IFI+Bancos Comerciales Figura 4.12: Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en el Precio Financiero Total Requerido, Financiamiento Respaldado por el Balance General, tasas de interés de enero 2009, FIRR del 17.5% Figura 6.1: Estructura del Mercado Eléctrico Peruano Figura 6.2: Evolución del Sistema de Producción de Energía en el Período 1998-2008 Figura 6.3: Precios en el Mercado Libre en 2008 Figura 6.4: Curva de Precios de Generación de Energía versus Demanda de Energía para la Estación Seca vi Figura 6.5: Evolución de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008 Figura 6.6: Precio Marginal Promedio Mensual de Energía y Tarifa 2008 Figura 6.7: Inversión de los Sectores Público y Privado en el Segmento Generación en el Periódo 1995-2008 LISTA DE RECUADROS Recuadro 2.1: El Proyecto Nam Theun 2 en la RDP de Laos Recuadro 3.1: Impacto de la Tarifa por Ajustar el Precio del Gas a su Nivel Económico Recuadro 3.2: Impacto de la Tarifa por Elevar el Precio del Gas a su Nivel Económico Recuadro 4.1: Retornos de Capital Recuadro 4.2: El Proyecto Típico Recuadro 5.1: La Nueva Ley de Agua Recuadro 6.1: Margen de Reserva vii PRÓLOGO La energía hidráulica puede ser una opción económica y ambientalmente atractiva para satisfacer la demanda de electricidad y a la vez acercarse a una economía de baja emisión de carbono. Existen, sin embargo, desafíos específicos asociados con el desarrollo sostenible de la energía hidroeléctrica, incluyendo: (i) la necesidad de evaluar la combinación de los costos ambientales, sociales y económicos y los beneficios generados por cada proyecto; (ii) la necesidad de planificar a nivel de proyecto, de cuenca, de país, y a veces, a nivel regional, (iii) la necesidad de establecer el consenso entre las múltiples partes interesadas que disponen de conocimientos y habilidades adecuadas, (iv) la necesidad de gestionar los riesgos inherentes incluyendo en algunos casos los limitados análisis y falta de datos hidrológicos, y (v) la necesidad de movilizar financiamiento para cubrir los altos costos de capital. Tradicionalmente, la energía hidroeléctrica ha sido la principal fuente de electricidad en el Perú, aportando más del 80 por ciento de las necesidades electricas. Sin embargo, la proporción de energía hidroeléctrica en la canasta de generación ha disminuido en los últimos años con el desarrollo del recurso autóctono de gas natural en el Perú. Hoy, el desarrollo de la hidroelectricidad esta nuevamente en el centro de la política energética en el Perú debido, a entre otros factores, la combinación de una rápida y creciente demanda de electricidad, una mayor atención a la seguridad energética nacional y a los impactos del cambio climático, y el potencial de desarrollo de proyectos tanto para mercados nacionales y de exportación. El estudio El Desarrollo Hidroeléctrico en el Perú analiza el desafío de la energía hidroeléctrica específicamente en el contexto económico y energético del Perú. Las cuestiones estratégicas examinadas y las conclusiones del informe podrán ser también útiles para otros países con potencial hidroeléctrico importante y para hacer un uso óptimo de esta importante fuente de energía limpia. Paralelamente al estudio del desarrollo hidroeléctrico, el Banco Mundial está realizando un estudio en el Perú sobre la Evaluación de los Impactos del Cambio Climático en la Hidrología de Montaña: Desarrollo de una Metodología a través de un Estudio de Caso. Consideramos que la combinación de estos dos estudios será una valiosa contribución al diálogo sobre el desarrollo sostenible de energía hidroeléctrica en el Perú y en otros lugares. Philippe Charles Benoit Gerente Sectorial Unidad de Energía Región de América Latina y el Caribe Departamento de Desarrollo Sostenible viii ABREVIATURAS Y SIGLAS ANA Autoridad Nacional del Agua ANEEL Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil ATDR Administración Técnica del Distrito de Riego BNDES Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil BOOT Construir, poseer, operar, transferir (build, own, operate, transfer) BTU Unidad Térmica Británica (British Thermal Unit) CAO Oficina del Asesor en Cumplimiento CCGT Turbina a Gas de Ciclo Combinado (Combined cycle gas turbine) CCX Banco Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de Chicago (Chicago Climate Exchange) CDM Mecanismo de Desarrollo Limpio (Clean Development Mechanism) ¢ Signo monetario para centavo(s) de dólar estadounidense CER Reducción de Emisiones Certificadas (Certified Emssion Reduction) CIRA Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos CIRR Tasa de Interés Comercial de Referencia (Consensous commercial interest rate) CMSE Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico COES Comité de Operación Económica del Sistema CONE Costo de Energía Nueva (Cost of New Entry) CO2 Dióxido de Carbono CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia DCA Licitación por Reloj Descendente (Descending clock auction) DGAAE Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos DGE Dirección General de Electricidad DIA Declaración de Impacto Ambiental DSCR Ratio de Cobertura de Servicio de la Deuda (Debt Service Cover Ratio) ECL Ley de Concesiones Eléctricas DL 25844 de 1992 ECX Banco Internacional Europeo de Intercambio de Bonos de Carbono (European Carbon Exchange) EIS Estudio de Impacto Ambiental o EIA (Environmental Impact Study) EPC Empresas de Ingeniería, Compras y Construcción (Engineering, Procurement, and Construction) EPE Empresa de Pesquisa Energética ERR Tasa Económica de Retorno (Economic Rate of Return) Euro FIDIC Federación Internacional de Ingenieros Consultores FIRR Tasa Interna de Retorno Financiera (Financial Internal Rate of Return) FOREX Tipo de Cambio (Foreign exchange) FOSE Fondo de Compensación Social Eléctrica GDP Producto Bruto Interno (Gross Domestic Product) GEI Gas de Efecto Invernadero GOP Gobierno de Perú ix GPPS Centrales Geotérmicas (Geothermal power plants) GTZ Asistencia Técnica Alemana (Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit) GWh Gigawatio-hora ICSID Centro Internacional de Arreglos de Disputas de Inversiones (Internacional Centre for Settlement of Investment Disputes) IFI Institución Financiera Internacional IGN Instituto Geográfico Nacional INADE Instituto Nacional de Desarrollo INC Instituto Nacional de Cultura INGEMMET Instituto Geológico Minero y Metalúrgico INRENA Instituto Nacional de Recursos Naturales IPCC Panel Integubernamental sobre Cambio Climático IPP Productor Independiente de Energía (Independent Power Producer) IVA Impuesto al Valor Agregado kg Kilogramo km Kilómetro kW Kilowatio kWh Kilovatio Hora LEC Ley de Concesiones Eléctricas LIBOR Tasa Oferta Interbancaria de Londres (tasa de interés) (London Interbank Offer Rate (interest rate)) LNG Gas Natural Licuado (Liquified natural gas) M3 Metros cúbicos MEF Ministerio de Economía y Finanzas MEM Ministerio de Energía y Minas Mm Millón MMCFD Millones de Pies Cúblicos por Día (Million cubit feet per day) MME Ministerio de Minas y Energía de Brasil MoF Ministerio de Economía y Finanzas MW Megavatio MWh Megawatio-hora NG Gas Natural NOx Óxido de Nitrógeno NT2 Proyecto Nam Theun 2 en la República Democrática Popular de Laos O&M Operacion y Administración (Operation and maintenance) OCCT Turbinas de Combustión de Ciclo Abierto (Open cycle combustión turbines) OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico OEF Obligaciones de Energía Firme ONG Organización no gubernamental OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería PHI-LAC Programa Hidrológico Internacional para América Latina PMA Plan de Manejo Ambiental PPA Acuerdo de Compra de Energía (Power parchase agreement) PROINFA Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Elétrica de Brasil x RR Requerimientos de Ingresos (Revenue requirements) SEIN Sistema Interconectado Nacional SENAMHI Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología SLF Factor de Carga del Sistema TGP Transportadora de Gas del Perú TUPA Texto Único de Procedimientos Administrativos UE Unión Europea UIT Unidad Impositiva Tributaria UNESCO Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura UTM Sistema Universal Transversal de Mercator (Universal Transversal Mercator) VAD Valor Agregado de Distribución VNG Gas Natural Vehicular (Vehicular natural gas) xi AGRADECIMIENTOS El Estudio fue realizado por el Banco Mundial con financiamiento del Programa de Asistencia en Gestión del Sector Energético (ESMAP) del Banco y del Fondo Especial para Cambio Climático y Energía Limpia. Los autores desean agradecer a las autoridades del Ministerio de Energía y Minas por su asistencia y apoyo, incluyendo el Ministro Dr. Pedro Sánchez Gamarra, el Viceministro de Energía Sr. Ing. Daniel Camac Gutiérrez y el Director General de Electricidad Sr. Ing. Ismael Aragón, así también como a sus antecesores Sr. Arq. Juan Valdivia Romero, Dr. Pedro Gamio Aita e Ing. Jorge Aguinaga Díaz, respectivamente, y al Director de Concesiones Eléctricas Sr. Ing. Mardo Mendoza. El informe fue preparado por Enrique Crousillat (Autor Principal) y Susan V. Bogach (Gerente de Proyecto), con la asistencia de Terence Muir (Capítulo 2), Julio Bustamante (Capítulo 2), Peter Meier (Capítulos 3 y 4), Paula Corces-Grieve (Capítulo 5), Eduardo H. Zolezzi (Capítulo 6) y Enrique Millones (cuestiones ambientales). Janina Franco asistió en la revisión y edición del borrador final del informe principal. El informe fue preparado bajo la guía de Laura Tuck, Carlos Felipe Jaramillo y Philippe Charles Benoit. Los revisores del documento de parte del Banco Mundial fueron Michel Kerf, Luiz T.A. Maurer, Pedro Antmann, Juan Miguel Cayo y Luis Andres. El informe también recibió los comentarios y sugerencias de representantes del Ministerio de Economía y Finanzas, del Ministerio de Energía y Minas, del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), PROINVERSION, y de Electroperú durante un evento de consulta en el cual se presentaron los resultados preliminares el 28 de octubre de 2008 y el 12 de mayo de 2009. Se agradece particularmente el apoyo financiero y técnico de la unidad Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP). La unidad ESMAP tiene como objetivo prestar asistencia técnica y promover la difucion de conocimiento global a sus "clientes" (los países de ingresos bajos y medios), en materia de prestación de servicios modernos de energía para la reducción de la pobreza y el desarrollo económico ambientalmente sostenible. ESMAP es administrada por el Banco Mundial, y se rige y es financiada por un Grupo Consultivo (GC) formado por los donantes oficiales bilaterales y las instituciones multilaterales, en representación de Alemania, Australia, Austria, Canadá, Dinamarca, Finlandia, Francia, Islandia, Holanda, Noruega, Países, Suecia, el Reino Unido, y el Grupo del Banco Mundial. xii RESUMEN EJECUTIVO i. En el Perú, los proyectos hidroeléctricos han constituido la principal fuente de electricidad, abasteciendo tradicionalmente en más de un 80 por ciento los requerimientos del país, y han servido como fuente de generación independiente para la minería y la industria. A partir del desarrollo del gas natural, a comienzos de la década de 1990, y de la apertura del gasoducto Camisea, la atención del Gobierno se ha volcado a otorgar incentivos al uso del gas natural para la generación de electricidad. El resultado de esta acción fue una virtual suspensión en el desarrollo de centrales hidroeléctricas debido al precio muy bajo del gas natural (inferior al costo económico). Teniendo en cuenta el desarrollo de los mercados de exportación para el gas, y el mayor cuidado que se presta a los impactos sobre el cambio climático, el Gobierno recientemente ha comenzado a prestarle renovada atención a la generación de energía hidroeléctrica. Las medidas adoptadas receintemente en este sentido comprenden: (a) introducción de la depreciación acelerada para las inversiones que se realicen en proyectos de energía hidroeléctrica; (b) introducción de un "descuento" para permitir que la generación hidroeléctrica compita en las subastas con centrales generadoras a gas; y (c) el anuncio de una subasta especial de compra de energía a centrales hidroeléctricas que ProInversión, ente estatal de promoción de la inversión privada, llevará a cabo en 2009. ii. El objetivo del presente informe es asistir al Gobierno en la evaluación del rol potencial de las centrales hidroeléctricas en el sector, y las medidas que se podrían adoptar para fomentar su desarrollo continuo y apropiado. El estudio se realizó en un momento que particularmente desafiante. En primer lugar, existía un importante grado de volatilidad en los precios de la energía y costos de inversión que debieron ser incorporarse en el análisis. En segundo lugar, los mercados financieros están en estado de confusión y es difícil predecir cuándo será posible que se normalicen las condiciones imperantes. Tercero, recientemente el Gobierno de Perú ha introducido numerosas políticas y medidas regulatorias nuevas, mediante el dictado de decretos supremos, las que están modificando el sistema regulador vigente y pueden interactuar en formas inesperadas. iii. La principal contraparte fue el Ministerio de Energía y Minas (MEM), que solicitó cooperación al Banco para recibir asistencia en la movilización de inversiones al área de las centrales hidroeléctricas. El presente estudio se realizó siguiendo un amplio proceso participativo que comprendió múltiples entrevistas con todas las partes interesadas relevantes (incluidos organismos del gobierno, el sector regulador, compañías de generación, compañías de distribución, desarrolladores de proyectos y organizaciones profesionales, así como también otras agencias multilaterales), además de la realización de un evento principal de consultas. iv. A continuación se presentan las principales conclusiones y recomendaciones del informe. xiii 1. Contribucion potencial de la generación hidroeléctrica en Peru v. La evaluación de la contribución potencial desde múltiples perspectivas, y de las barreras, al desarrollo de la hidroelectricidad en Perú, arribó a las siguientes conclusiones: vi. Mientras la crisis financiera puede provocar una desaceleración temporal, el sector eléctrico de Perú enfrentará un difícil desafío para satisfacer el rápido crecimiento de la demanda. Un indicio de la gravedad del problema es que, por primera vez desde la reforma del sector, se producen cortes significativos de electricidad debido a congestión en el sistema de transmisión, las limitaciones en la capacidad del gasoducto Camisea, el bajo nivel de generación de energía hidroeléctrica y la falta de reservas adecuadas, todos ellos problemas que exigen una atención urgente. Esta situación persistirá hasta que los nuevos proyectos de generación de electricidad entren en línea. Si nuevas fuentes de suministro de gas no están disponibles, o si las mismas están limitadas, la generación térmica a gas natural llegará a su punto máximo en el período 2012-2014. En consecuencia, una parte importante de la generación adicional de electricidad deberá provenir de otras fuentes; principalmente de centrales hidroeléctricas. vii. La evaluación técnica concluye que existen proyectos hidroeléctricos en las cuencas occidentales (más de 1,000 MW) con concesiones definitivas que son técnicamente sólidos, cuya construcción podría comenzar en el corto plazo y, de ser así, entrar en servicio en o alrededor del período 2013-2014. La preparación de estos proyectos, en su mayoría proyectos de pasada de bajo impacto, cuenta con el soporte de buena información básica y capacidad técnica nacional. De hecho, estos proyectos, más otros de características similares que actualmente se encuentran en una etapa más temprana de preparación, constituyen una de las principales opciones disponibles para que el país desarrolle una economía de bajos niveles de emisiones de carbono. viii. Un conjunto de proyectos hidroeléctricos con concesiones temporales (que suman 4,300 MW adicionales), podría contribuir a satisfacer la demanda de electricidad a partir del año 2015 en adelante. Por otra parte, el potencial para desarrollar centrales hidroeléctricas en las cuencas del oriente, excede los requerimientos de energía del país y ofrece una oportunidad para exportar energía a los países vecinos. No obstante, el conocimiento de dicho potencial se encuentra en un nivel menos avanzado y se entiende que su impacto social y ambiental será mayor. ix. Mientras el impacto del cambio climático en los proyectos hidroeléctricos es incierto, una evaluación preliminar del impacto de la recesión de los glaciares sugiere podría ser limitado. Existe un número restringido de proyectos que se alimentan considerablemente de los glaciares y en esos casos se pueden adoptar medidas de adaptación. Si bien existen mediciones tangibles del impacto del cambio climático en la recesión de los glaciares, la comunidad científica aún no tiene un entendimiento cabal de lo que parece ser el problema principal: el impacto sobre los patrones de precipitación pluvial. Un estudio paralelo que actualmente se encuentra en desarrollo por parte del xiv Banco Mundial con asistencia de ESMAP1, servirá para proveer mayor información sobre el impacto del cambio climático en las cuencas seleccionadas en Perú a mediados y fin de siglo. La información actual, si bien restringida, relacionada con el impacto del cambio climático sugiere que el desarrollo futuro de las centrales hidroeléctricas en Perú deberá considerar lo siguiente: (a) la necesidad de controlar en forma continua el progreso alcanzado en este sector; y muy probablemente (b) la necesidad de un incremento continuo en la capacidad de almacenamiento para compensar la pérdida de que ocurre en los glaciares, la mayor frecuencia de los fenómenos climáticos producidos por El Niño, y una hidrología posiblemente más seca en el sur del país. x. El análisis económico concluye que los proyectos hidroeléctricos constituyen una alternativa económicamente viable para la ampliación del sector energético del Perú, cuando el gas es valuado a su costo económico. En la muestra de proyectos que cuentan con concesiones definitivas, aproximadamente 1,000MW son económicamente viables si el gas se valúa a su costo económico de aproximadamente 4.4$mmBTU en la central generadora (caracterizado para el escenario de largo plazo por un precio promedio del petróleo crudo de US$75 por barril de petróleo). Comparado con los proyectos que utilizan gas, el costo económico de la generación hidroeléctrica es alrededor de 1 US$ centavo/kWh (US1¢/kWh) más barato; esto implicaría ahorros económicos de aproximadamente US$50 millones por año si se implementan dichos proyectos. xi. No obstante, al precio considerablemente bajo del gas actual (2.14$/mmBTU), pocos proyectos hidroeléctricos podrían ser financieramente competitivos. Mientras que una central hidroeléctrica excepcionalmente buena podría ser marginalmente competitiva, si se le compara con los resultados de las últimas subastas de energía, solamente un proyecto viene siendo implementado por un consorcio industrial (a través de financiamiento comercial) a modo de cobertura contra futuras interrupciones en el suministro eléctrico, y no como un negocio rentable para abastecer el mercado local. xii. Para las inversiones de largo plazo e intensivas en capital, tales como las centrales hidroeléctricas, los plazos más largos de los préstamos son vitales para reducir los precios de la electricidad. Los precios financieros de energía muestran grandes variaciones según la estructura de financiamiento: para un proyecto típico, la variación de precios entre un financiamiento comercial respaldado por el balance general (es decir, la única opción disponible en el pasado), y un financiamiento con la participación de una institución financiera internacional (IFI), es del orden de los 5.52 y 4.11 centavos de US$ por kWh, respectivamente. Debido a sus préstamos a más largo plazo, las IFI podrían desempeñar un papel importante en la reducción de los costos de financiamiento de proyectos hidroeléctricos (en aproximadamente 25%), aún cuando estén combinados con préstamos comerciales de plazos más cortos. 1 "Assessing the Impact of Climate Change on Mountain Hydrology: Development of a Methodology for a Case Study in Peru" xv 2. Barreras al desarrollo de proyectos hidroelectricos xiii. El estudio identificó la presencia de un conjunto de barreras y factores potenciales que impiden el desarrollo satisfactorio de las centrales hidroeléctricas. Estas barreras evidencian la falta de coherencia en la actual estrategia para promover la energía hidroeléctrica. xiv. El precio del gas natural de Camisea para la generación de energía, uno de los más bajos de la región, introduce una distorsión de precio que constituye una seria barrera a la generación hidroeléctrica y a otras tecnologías de energías renovables. Este precio es también un desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la generación de energía térmica, por ende, no resulta económico instalar unidades de ciclo combinado. Se entiende que la política del Gobierno es mantener este precio interno promocional por lo menos durante el período de cinco años estipulado en los contratos renegociados con los productores de gas. En lugar de ajustar el precio del gas con miras a crear condiciones equitativas para las otras tecnologías, el Gobierno se está embarcando en una política de incentivos para las energías renovables (primas, subastas exclusivas, incentivos impositivos) con el propósito de contrapesar el efecto de la distorsión del precio del gas. Estas medidas implican el alejamiento de una política de precios eficiente y arroja dudas sobre su eficacia y sostenibilidad. xv. No obstante, el actual precio muy bajo del gas no es sostenible y, muy probablemente, los precios del gas se deberán incrementar en el largo plazo. Con la futura ampliación de los proyectos de generación a gas restringida por los límites de capacidad del gasoducto y los yacimientos de Camisea, las nuevas centrales a gas tendrán que enfrentar los mayores costos de producción de los yacimientos nuevos, así también como los costos económicos ya sea de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso que las centrales a gas estén ubicadas en los propios yacimientos, al costo correspondiente de la capacidad de transmisión adicional hasta los principales centros de carga. xvi. Es probable que el financiamiento de proyectos intensivos en capital, tales como las centrales hidroeléctricas, sea especialmente difícil en el futuro cercano por la confusión que reina en los mercados financieros globales. Las tasas de interés y las posiciones de liquidez continúan modificándose rápidamente. Es poco probable que se logre una situación normal para el financiamiento de nuevos proyectos mientras los principales bancos no hayan resuelto sus problemas de activos tóxicos, y la economía global no reanude su crecimiento económico, algo que quizás no suceda hasta 2010, o posiblemente más tarde. Si bien a fines de 2008 las condiciones inusualmente altas del mercado spot alentaron las expectativas para el desarrollo de centrales hidroeléctricas, es poco probable que esas condiciones se mantengan en el mediano plazo o sean suficientes para permitir el financiamiento de proyectos hidroeléctricos bajo las actuales condiciones. xvii. El sistema regulador se encuentra actualmente en un período de transición hasta que todas las nuevas reglamentaciones de la Ley 28832, "Ley para asegurar el xvi desarrollo eficiciente de la generación eléctrica", se hayan desarrollado, aprobado, implementado y probado. Si bien las reglamentaciones y procedimientos generales de las subastas de suministro de electricidad de largo plazo ya han sido aprobadas, sólo se han implementado subastas a corto plazo. Estas subastas no han tenido éxito en movilizar el suministro de electricidad esperado. La principal razón de ello parece ser la falta de incentivos de precios adecuados, puesto que los precios tope fueron establecidos en niveles cercanos a la tarifa regulada. Es posible que las futuras subastas, llevadas a cabo conforme a las reglamentaciones permanentes para los contratos de largo plazo, enfrenten dificultades similares si no se corrigen las deficiencias actuales. xviii. El sistema actual de subastas para los contratos de largo plazo plantea una serie de limitaciones a la generación hidroeléctrica, hecho que justificaría subastas separadas para las distintas tecnologías, o aún la subasta de los grandes proyectos de energía hidroeléctrica. Entre las limitaciones existentes en el actual sistema de subastas se encuentra la dificultad de comparar objetivamente los costos y riesgos de las centrales térmicas y las hidroeléctricas, un plazo de anticipación requerido de tres años que no es compatible con la naturaleza de los proyectos hidroeléctricos, y el desafío de establecer primas o descuentos que no introduzcan distorsiones económicas. La actual subasta de generación hidroeléctrica que llevará a cabo ProInversión fue motivada por el reconocimiento de deficiencias en el marco de subastas. Si bien es claramente un caso de excepción fuera del marco regulador del sector eléctrico que puede no ser requerido en el futuro, su diseño es considerado correcto. xix. El proceso para la obtención de concesiones y permisos, sujeto a frecuentes cambios producidos por las reformas legales, es considerado por los desarrolladores de proyectos como impredecible y excesivamente largo. La naturaleza compleja de los proyectos hidroeléctricos implica la participación de un elevado número de actores en el proceso del otorgamiento de concesiones y permisos para los proyectos. La mayoría de las partes interesadas perciben que la falta de transparence del proceso, y los frecuentes cambios producidos por las reformas legales, hacen que el mismo sea impredecible y excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los derechos de agua y los derechos de paso contiene importantes vacíos y constituye una barrera para el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos. Asi mismo, la adjudicación relativamente temprana de las concesiones definitivas ­que otorgan derechos de exclusividad- está demostrando ser una medida ineficiente que con frecuencia obstaculiza el desarrollo de un sitio atractivo (cuando es propiedad de un desarrollador poco sólido) y dificulta la competencia. xx. La debilidad del marco para las evaluaciones ambientales y sociales amenaza la posibilidad de un desarrollo sostenible de proyectos hidroeléctricos, especialmente en las cuencas del oriente que probablemente afecten a la población indígena. Si bien las evaluaciones ambientales para los proyectos de energía se realizan desde mediados de la década de 1990, aún existe una serie de problemas que deben resolverse, junto con el inherente conflicto de interés asociado a las funciones del MEM como promotor y regulador de proyectos. Los problemas clave comprenden: (i) la calidad de los estudios ambientales; (ii) los procesos de consultas débiles, especialmente con la población indígena y otros en las comunidades locales; y (iii) la ausencia de un marco apropiado xvii para tratar asuntos sociales, incluyendo la falta de un sistema efectivo para compartir beneficios que acepte y reconozca adecuadamente a las comunidades locales que se vean directamente afectadas. 3. Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos hidroelectricos xxi. Para vencer las barreras existentes será necesario un nuevo enfoque hacia las políticas del sector, incluyendo la revisión de la función del Estado como formulador de políticas, regulador y promotor. El gobierno ha declarado su apoyo al desarrollo de las energías renovables ­en particular, hidroeléctrica y eólica- a fin de cumplir con su objetivo de asegurar un suministro de electricidad adecuado consistente con los objetivos de seguridad energética y protección ambiental. Dicha estrategia tiene el potencial de lograr un importante aporte en hacer frente al rápido crecimiento de la demanda de electricidad mediante la provisión de una fuente competitiva y confiable. Sin embargo, las barreras descritas más arriba constituyen una evidencia de las brechas existentes en la coherencia de este enfoque estratégico. 3.1 Es esencial una función más decisiva del Estado xxii. Una lección clave resultante de la reforma llevada a cabo en el sector eléctrico en distintos países de América Latina es que la ampliación de la generación eléctrica puramente dirigida por el mercado no resuelve la cuestión sumamente importante de la seguridad energética. La mayor parte de las reformas del sector energético llevadas a cabo en la región, incluida la de Perú, no consideró en forma explícita el tema de la seguridad energética. Estaba implícito en los modelos de reforma que las señales de precios provenientes del mercado competitivo proporcionarían los incentivos necesarios para asegurar un nivel económico de seguridad. No obstante, la experiencia ha demostrado que esto no fue suficiente, siendo necesario algún tipo de intervención del gobierno. xxiii. En Perú, el Estado necesita desempeñar un rol más activo para garantizar un nivel adecuado de seguridad del suministro de electricidad. La asignación apropiada de los roles entre el gobierno y el sector privado, y la comprensión del grado de complementariedad entre la planificación del gobierno y las operaciones comerciales del sector privado, son factores clave para avanzar hacia el desarrollo sostenible de cualquier sector de infraestructura. Si la planificación del sector eléctrico, la seguridad del suministro de electricidad y el adecuado funcionamiento de un mercado imperfecto de energía, serán siempre la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector, el marco legal y regulador para ese sector debería reflejar explícitamente esta importante función. Este no es el caso en la legislación peruana que definió el mrco legal para el sector eléctrico. xxiv. Teniendo en cuenta la debilidad identificada en el actual sistema y los desafíos del entorno externo, la función del gobierno debería ser fortalecida en las siguientes áreas: (a) xviii planificación del sector e información básica; (b) política de precios; (c) concesiones y permisos para los proyectos; y (d) financiamiento de proyectos. Planificación del Sector e Información Básica xxv. El fortalecimiento de la planificación central mediante una mejor integración de la generación de energía eléctrica y la planificación de la transmisión, y la planificación estratégica del gas natural serán clave para mejorar el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y alcanzar una matriz energética sostenible. La planificación provee información valiosa para el diseño estratégico de las subastas de energía, especialmente en los casos donde es deseable la promoción de los proyectos hidroeléctricos. En particular, es útil en evaluar descuentos y/o primas, así como la energía demandada en cada una de las subastas, y los períodos de anticipación. La planificación del sector también puede proveer una base para definir una estrategia sólida de acuerdos de comercialización de energía/integración regional, para evaluar la repartición óptima de energía desde la perspectiva del país, y para definir una matriz energética sólida en términos económicos y ambientales. Un esfuerzo por fortalecer la planificación energética debe adaptarse a las necesidades del país, identificar claramente las responsabilidades institucionales y asignar los recursos apropiados. xxvi. Un elemento importante, tanto para la planificación del sector eléctrico como para la preparación de los proyectos, es el fortalecimiento del sistema hidrométrico y la actualización de los inventarios de proyectos. Un diseño y una evaluación económica sólida de un proyecto hidroeléctrico, descansa enormemente en la cantidad y calidad de la información básica, particularmente en los datos hidrológicos. Para dicho fin, es necesario contar con registros históricos de los flujos hidrométricos, en el sitio de emplazamiento del proyecto, de por lo menos cinco años (idealmente 10) ­y mantener estaciones hidrométricas tanto como sea posible- complementados con datos hidrométricos de las cuencas adyacentes e información meteorológica de la región involucrada. xxvii. También se puede considerar la función del gobierno en la preparación de los proyectos ­es decir, realizar estudios de factibilidad. No obstante, la decisión de ejecutar en forma directa una actividad tan demandante debe ser tomada únicamente después de haber completado una rigurosa evaluación de las condiciones del mercado pues parecería que, en gran medida, el sector privado tiene la capacidad y los recursos para asumir este riesgo de preinversión. xxviii. Dado que hay una gran incertidumbre sobre el impacto del cambio climático, el Gobierno debe monitorear de cerca la esta area, en particular, los patrones de precipitaciones regionales, a fin de incorporar este conocimiento en el diseño de centrales hidroeléctricas y la formulación de una estrategia de suministro de energía para el país. Los estudios mencionados en la sección 1 del presente anexo son los primeros pasos importantes en esta dirección. xix Política de Precios xxix. Promover la eficiencia en el consumo de energía y las opciones de inversión depende de una política de precios de energía que reflejen los costos económicos. Los precios excesivamente bajos del gas amenazan el desarrollo sostenible del sector energético y han motivado un conjunto de medidas compensatorias que podrían distorsionar aún más el sistema de incentivos. Desde la perspectiva de la eficiencia y de la protección del medio ambiente, la respuesta más aconsejable es fijar el precio del gas a su valor económico en lugar de a su costo financiero. Esto podría dar lugar a la objeción de que un incremento en el precio del gas es inaceptable desde el punto de vista político. No obstante, tal como se mencionara más arriba, se debe aceptar que el nivel actual de los precios del gas para la generación de electricidad no será sostenible en el futuro y, por lo tanto, será necesario revisar la actual política de precios. Cualquiera sea el impacto de dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de escasos recursos con niveles bajos de consumo experimentarían un impacto mucho menor debido a la aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica, FOSE. xxx. Es necesario revisar la metodología para estimar los pagos por capacidad así como las condiciones para dichos pagos, a fin de producir los valores adecuados y establecer un sistema correcto de incentivos. El sistema actual, basado en los datos de las turbinas de ciclo abierto en los últimos cinco años no refleja razonablemente el costo de capital de construir un proyecto nuevo. Subastas de Energía xxxi. Las limitaciones asociadas a las subastas de energía podrían ser resueltas a través de tres cursos de acción alternativos. El actual sistema de subastas plantea un conjunto de limitaciones que se podrían vencer mediante el desarrollo de: (a) un sistema de subastas en el que compitan todas las tecnologías de generación de electricidad; (b) un sistema de subastas exclusivamente para los proyectos hidroeléctricos; o (c) un sistema de subastas para los proyectos hidroeléctricos de gran envergadura. xxxii. Una alternativa viable podría ser un sistema de subastas en el cual compitan todas las tecnologías de generación de electricidad por contratos de energía de largo plazo. Este es el sistema vigente bajo la Ley de Electricidad de 20062, si bien en su diseño no se determina explícitamente la incorporación de los mecanismos de compensación. Si el Gobierno decide proceder con las subastas en las cuales compitan todas las tecnologías de generación de electricidad, lo que crea algunas dificultades inherentes a la competencia entre distintas tecnologías, algunos de los factores que se deberán tener en cuenta son los siguientes: 1. Se debe determinar un descuento económicamente eficiente para la generación hidroeléctrica que esté ligado a los costos evitados en una central térmica equivalente, calculados al costo económico del gas. Es decir, el 2 La Ley de Concesiones Eléctricas Decreto Ley 25844, y sus reglamentaciones (Decreto Supremo 009-93- EM), fueron aprobadas en 1992 y modificadas en 2007. Asimismo, en 2006, el Congreso aprobó la Ley N° 28832 para "Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica". A la Ley N° 28832 a veces se la llama la Ley de Electricidad de 2006. xx descuento debe ser un mecanismo para corregir la distorsión creada por el precio muy bajo del gas. 2. Revisar los períodos de anticipación para llamar a licitación requiriendo períodos más extensos consistentes con la naturaleza de los proyectos hidroeléctricos y de otras tecnologías de generación que conllevan períodos de ejecución más largos. Esto es actualmente una barrera importante para las centrales hidroeléctricas, puesto que el período de anticipación de tres años no es compatible con los períodos de ejecución más prolongados de ese tipo de centrales. xxxiii. Sin embargo, la realización de subastas exclusivamente por tecnología, incluidas las centrales hidroeléctricas, es más factible ya que vence las dificultades de comparar los costos de tecnologías diferentes en una forma objetiva. Se recomienda la adopción de una política de subastas separadas para los proyectos hidroeléctricos, en las que compitan por la cobertura de una demanda específica (una meta para la ampliación hidroeléctrica optimizada mediante el ejercicio de la planificación central). xxxiv. Las subastas para proyectos hidroeléctricos específicos de mayor envergadura, podrían reducir considerablemente los costos, especialmente para proyectos tales como los que se están estudiando con miras a exportar energía a Brasil. Este enfoque ayudaría a incorporar incentivos de eficiencia en la preparación e implementación de proyectos de envergadura, manteniendo al mismo tiempo el uso de precios tope compatibles con el costo económico de las centrales propuestas. Concesiones y Permisos para Proyectos xxxv. Si bien la legislación actual define concesiones temporales y definitivas para los proyectos hidroeléctricos, sería beneficioso adjudicar concesiones definitivas en una etapa más avanzada y revisar la naturaleza sin límite de dichas concesiones. Áreas importantes del actual sistema de concesión que merecen ser revisadas son: 1. la necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel más avanzado de preparación o, preferentemente, después de que se haya llevado a cabo un proceso competitivo para el proyecto (es decir, evitando los derechos de exclusividad que podrían dificultar la competencia y, en consecuencia, un proceso más eficiente); y 2. revisar la naturaleza indefinida, sin límite, de las concesiones definitivas con miras a introducir una cláusula de rescisión o extensión bajo condiciones a acordar. Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos hidroeléctricos de gran envergadura puesto que incorporar la competencia en un proyecto que ha sido preparado por un solo grupo, tiene el potencial de producir considerables beneficios económicos para el país. xxxvi. El permiso ambiental debería ser un requisito previo para que un proyecto participe en una subasta. Esto implica una autorización ambiental más temprana ­ xxi previo a la adjudicación de la concesión definitiva- a fin de reducir la incertidumbre de la finalización del proyecto después de realizada la subasta. También, se debe considerar el rol de las agencias estatales en este proceso pues, con frecuencia, implica asuntos de su responsabilidad. xxxvii. Establecer un sistema efectivo para compartir los beneficios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos podría servir para mitigar los potenciales impactos ambientales y sociales. Un mecanismo efectivo para compartir los beneficios asociados al uso del agua podría servir para alinear los intereses de las comunidades afectadas y de los desarrolladores de proyectos y, por lo tanto, permitir un proceso más armonioso, asistir en el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer las relaciones entre el Estado, la comunidad y el proyecto. xxxviii. Desde un punto de vista ambiental, es fundamental mejorar la evaluación ambiental y social para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, incluyendo procesos de consulta abiertos y legítimos. Las medidas específicas en esta área consisten en una auditoría independiente, un presupuesto adecuado, determinar requerimientos claros y mínimos para los estudios y una adecuada coordinación con otros estudios en las mismas cuencas del río, y trabajar con el propósito de establecer un acuerdo social con las comunidades locales afectadas por el desarrollo de estos proyectos. Dada la fragilidad de los ecosistemas en las cuencas del Amazonas y la vulnerabilidad de los grupos sociales que pueden verse afectados, es imperativo asegurar la legitimidad y apertura del proceso de consulta para estos proyectos. Financiamiento de Proyectos xxxix. Analizar la necesidad y posibilidad de que el gobierno actúe como intermediario financiero en la movilización de recursos de financiamiento (IFI) más atractivos y/o, en casos específicos, que participe en asociaciones públicas privadas. Teniendo en cuenta la actual crisis financiera, es posible que no se logre un financiamiento normal para los proyectos nuevos hasta que no se resuelvan los problemas de activos tóxicos de los principales bancos. Así mismo, la movilización del financiamiento a través de una IFI con plazos más largos podría reducir significativamente el costo de ampliación del sistema de generación de energía. 3.2 Desarrollo de las cuencas amazónicas para exportar energía a Brasil xl. El desarrollo de proyectos hidroeléctricos en las cuencas orientales de los Andes, es uno de los principales desafíos del sector energético en el mediano a largo plazo. El desarrollo de estos proyectos ofrece importantes beneficios económicos tanto en la exportación de energía como atendiendo las necesidades del mercado doméstico. Su desarrollo satisfactorio descansará, en gran medida, en la implementación de una estrategia que garantice un nivel adecuado de competencia que al mismo tiempo proteja un medio ambiente frágil y el bienestar de las poblaciones que se verán afectadas por dichos proyectos. xxii xli. Una estrategia para el desarrollo debe incluir dos objetivos principales e igualmente importantes; 1. Un desarrollo sustentable sobre la base de la adopción e implementación de normas internacionales para las salvaguardas sociales y ambientales que garanticen un proceso de consulta abierto y legítimo; y 2. Un proceso competitivo destinado a maximizar los beneficios económicos para el país. Este proceso debe incluir las subastas para los proyectos antes de la adjudicación de las concesiones definitivas. Con este fin, se requerirá una evaluación técnica objetiva de los proyectos, liderada por organismos del gobierno, con el propósito de romper la asimetría de información inherente a los proyectos de gran envergadura. xlii. Estos objetivos principales deben ser complementados por un marco legal sólido y equilibrado que comprenda un acuerdo entre los gobiernos de Perú y Brasil y los contratos de concesión entre el Estado peruano y cada uno de los desarrolladores de proyectos. Algunos aspectos importantes que se deben incluir en estos acuerdos son: · Acuerdo entre gobiernos: (a) una declaración de los objetivos comunes; económicos, sociales y ambientales; (b) un compromiso de parte de los dos países de respetar las normas internacionales de salvaguardas ambientales y sociales, incluido un proceso de consulta abierto y legítimo con la población indígenera y otros grupos en las comunidades afectadas durante todas las fases de preparación e implementación del proyecto; (c) acuerdo sobre los principios para establecer una repartición equilibrada de energía entre los dos países; (d) acuerdo sobre los principios para un proceso de subasta/competitivo para adjudicar las concesiones definitivas; (e) acuerdo de cooperación técnica entre los dos países para alcanzar un mejor y más transparente conocimiento del proyecto y facilitar la competencia; (f) cláusulas básicas de los Acuerdo de Compra de Energía (PPA); idealmente, adopción de un contrato modelo para el acuerdo de construir, poseer, operar, transferir (BOOT) con una concesión que expire después de un plazo de 25 años; (g) principios para las normas comerciales y operativas; y (h) que el inventario de los proyectos esté sujeto a una revisión ambiental y social realizada por la parte peruana. · Contratos de Concesión: (a) derechos y obligaciones del país anfitrión y del desarrollador del proyecto; (b) compromiso de respetar las normas internacionales de salvaguardas ambientales y sociales, incluyendo la población indígena y otros grupos en las comunidades locales, tal como se establece en el acuerdo celebrado entre los países; (c) acuerdo sobre la función y las facultades de los grupos de supervisión; por ejemplo, paneles de expertos integrados por expertos internacionales altamente capacitados; (d) presupuesto para encarar el programa social y ambiental; (e) compromiso del proyecto para enfrentar efectivamente los impactos no anticipados, y para financiarlos; y (f) detalles del régimen impositivo. xxiii 1. OBJETIVOS Y ANTECEDENTES DEL ESTUDIO 1. Teniendo en cuenta el potencial de generación hidroeléctrica y que dicho potencial no se está utilizando, el Gobierno de Perú solicitó formalmente al Banco Mundial su asistencia para desarrollar un marco operativo con el propósito de movilizar inversiones en la generación hidroeléctrica. Se realizaron dos estudios para investigar la situación del potencial hidroeléctrico en Perú y proponer mecanismos adicionales para vencer las barreras existentes al desarrollo de esos proyectos hidroeléctricos. Uno de esos estudios, "Marco Institucional y Financiero para el Desarrollo de Proyectos Hidroeléctricos de Pequeña Escala" (junio 2008), se focalizó en proyectos hidroelctricos de pequeña escala, inferiores a 20 megawatios (MW). El segundo estudio se focalizó en proyectos de mediana a gran escala. El presente documento es un informe de este estudio. 2. El objetivo de este informe es (a) proveer asistencia al gobierno en la evaluación del rol de la generación hidroeléctica en la matriz de energética del país; y (b) proveer recomendaciones para el desarrollo de un marco operativo apropiado a fin de permitir que la inversión del sector público/privado cumpla con ese rol. 3. El presente informe contiene las siguientes secciones: · Evaluación de proyectos hidroeléctricos como opción estratégica para satisfacer la futura demanda de energía de Perú. Esta evaluación comprende la revisión de los aspectos técnicos, económicos y de viabilidad financiera de los proyectos hidroeléctricos (Capítulos 2 a 4), investigando también el impacto de las opciones alternativas de financiamiento; · Evaluación del entorno para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, es decir, el proceso de permisos, marco regulador y el sistema de subastas propuesto para la generación de energía (Capítulos 5 y 6); y · Las conclusiones del estudio y una serie de recomendaciones de política para un desarrollo más efectivo de los proyectos hidroeléctricos en Perú (Capítulo 7). 4. La contraparte principal fue el Ministerio de Energía y Minas (MEM), que solicitó formalmente la asistencia del Banco para que le preste apoyo en la movilización de inversiones en generación hidroeléctrica. El presente estudio se realizó en base a un amplio proceso participativo que incluyó múltiples entrevistas con todas las partes interesadas relevantes (incluidos organismos del gobierno, el sector regulador, las compañías de generación, las compañías de distribución, los desarrolladores de proyectos y las organizaciones profesionales, también como otras agencias multilaterales) además de la realización de un evento principal de consultas. 5. El 29 de octubre de 2008 se llevó a cabo un taller bajo el título "Marco para el Desarrollo de Proyectos Hidroeléctricos en Perú", con el objetivo de discutir los resultados y propuestas iniciales sobre la viabilidad de los proyectos hidroeléctricos y un marco apropiado para su desarrollo. El taller permitió un debate amplio y objetivo entre todas las partes interesadas relevantes. Además de las presentaciones sobre el caso peruano, también se presentaron y analizaron las experiencias de Brasil y Colombia. Esto fue sumamente útil, dado que ambos países han implementado un sistema de subastas 1 para contratos de energía de corto y largo plazo que incluyó proyectos hidroeléctricos en competencia con otras tecnologías. 1.1 Contexto y Objetivos del Sector 6. Debido a las condiciones favorables del país, los proyectos hidroeléctrricos han representado, durante más de cien años, la principal fuente de energía eléctrica de Perú. Existe la opinión generalizada de que la hidroeléctricidad tiene un importante papel que desempeñar en Perú en la generación de electricidad actual y futura. Los proyectos hidroeléctricos utilizan recursos autóctonos abundantes que acumulan una vasta historia de rentabilidad, suministrando electricidad en forma segura y confiable. Este tipo de proyectos también ofrece la opción más atractiva para reducir los gases de efecto invernadero (GEI), encarando de esta forma los objetivos urgentes del cambio climático y el objetivo del país de avanzar hacia una economía de bajas emisiones de carbono. Históricamente, el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos en Perú ha tenido impactos sociales y ambientales relativamente menores debido a sus características predominantes de centrales de paso3 complementadas por unos pocos reservorios pequeños. 7. A principios de la década de 1990 se desagregó el sector energético del Perú, seguido de un proceso de privatización y concesiones. La Ley de Concesiones Eléctricas de 1992/93, estableció un marco legal y regulador moderno. Después de la reforma, se redujo la escasez de energía, las pérdidas de distribución cayeron drásticamente y las tarifas de electricidad se estabilizaron a los costos reales. 1.1.1 Objetivos de la Política de Energía de Perú 8. Los principales objetivos del Gobierno de Perú para el sector eléctrico son, garantizar un suministro adecuado de electricidad, es decir, la seguridad del suministro de energía, y diversificar su matriz energética de manera tal que comprenda un tercio de energías renovables, un tercio de gas y un tercio de combustible en base al petróleo. Si bien la generación hidroeléctrica tradicionalmente ha desempeñado un rol dominante en el suministro de electricad en Perú, esta participación ha decrecido en los últimos años, cayendo del 90 por ciento del total de la producción de electricidad a principios de la década de 1990, al 72 por ciento en 2007. Esta declinación se explica por la prioridad que se le otorgó al desarrollo de un mercado rápido y confiable para el gas natural proveniente del yacimiento de gas Camisea. En consecuencia, la ampliación de la capacidad de generación de electricidad se basó mayormente, en las centrales a gas, utilizando las reservas de gas natural relativamente grandes del país. Dicha ampliación resulta en una alta dependencia del gas natural, mientras el potencial hidroeléctrico es abundante y permanece, en gran medida, sin ser utilizado. 3 La hidroelectricidad de paso (run-of-river) es un tipo de generación hidroeléctrica por la cual el flujo natural y la diferencia de altura de la cota se utilizan para generar electricidad. Las centrales generadoras de este tipo se construyen en los ríos con un flujo consistente y constante, ya sea natural o a través de un reservorio grande ubicado aguas arriba del río que entonces puede proveer un flujo estable regulado para las estaciones ubicadas aguas abajo del río (Wikipedia). 2 9. Frente a los precios del petróleo altamente volátiles y a los altos costos de oportunidad del gas natural que se utiliza como la principal fuente de generación de electricidad, el Gobierno de Perú está cabalmente comprometido en promover el desarrollo de proyectos hidroeléctricos en el país, y ya ha adoptado varias medidas para fomentar dicha inversión. Recientemente, en mayo de 2008, el Gobierno promulgó un decreto sobre Energías Renovables para la promoción de ese tipo de energías (incluidos los proyectos hidroeléctricos de hasta 20 MW), pero que podría potencialmente ser ampliado para abarcar a todos los proyectos hidroeléctricos. Otras medidas de reciente implementación para promover los proyectos hidroeléctricos comprenden: (a) la pronta recuperación del impuesto al valor agregado (IGV) para los proyectos cuyos períodos de construcción superan los cuatro años; (b) la eliminación de los aranceles de importación para los equipos que se utilicen en los proyectos hidroeléctricos; (c) medidas que simplifican algunos aspectos relevantes del actual procedimiento de obtención de permisos; y (d) incentivos específicos para los proyectos hidroeléctricos en un proceso de subastas de generación de energía estipulado en la reciente legislación. 1.1.2 Barreras al Desarrollo Hidroeléctrico 10. Existen varios factores que impiden el desarrollo hidroeléctrico en Perú: · Falta de una estrategia global de energía integral y planificación a largo plazo que defina un rol para la generación hidroeléctrica: desde la reforma de la década de 1990, no ha existido una entidad líder a cargo del pensamiento estratégico para el sector energético en forma integral y coordinada. La estrategia del Gobierno para el sector eléctrico se ha focalizado en gran medida en el desarrollo de los yacimientos de gas Camisea, lo que ha provocado una alta dependencia de las centrales a gas y un mayor riesgo de congestión en la transmisión. Esta limitación se agrava por el hecho de que la planificación se limita a la transmisión, sin tener en cuenta los beneficios potenciales de las centrales generadoras de electricidad (hidroeléctricas u otras plantas de energías renovables) ubicadas en regiones remotas que podrían servir para reducir dicha congestión en el segmento transmisión. Así mismo, los planes eléctricos no están bien coordinados con las estrategias para el desarrollo del gas. · Fuertes incentivos para las centrales a gas que han desalentado la inversión en proyectos hidroeléctricos: si bien el MEM ha expresado un interés renovado en la generación hidroeléctrica y recientemente ha otorgado incentivos impositivos similares a los que ya existen para las inversiones en centrales a gas, aún sigue vigente un conjunto de medidas que favorecen la generación a gas (incluida una moratoria contra la construcción de centrales hidroeléctricas que solamente se levantó recientemente). Otras medidas incluyen: (a) el precio bajo del gas de US$1.4 por mmBTU que ha sido desvinculado de los precios de los combustibles fósiles; y (b) un subsidio al transporte del gas que originalmente se justificaba sobre la base de que el gasoducto no se utilizaba en su totalidad. La falta de un campo de juego llano para una competencia abierta entre las tecnologías de generación de electricidad, está conduciendo a una matriz energética 3 antieconómica y a una serie de riesgos asociados, tales como la excesiva dependencia de un solo gasoducto para el suministro del gas. · Actividades endebles de planeamiento/inventario en energía hidroeléctica: la limitada asignación de recursos, tanto públicos como privados, para investigar y actualizar la información meteorológica e hidrológica durante los últimos 25 años, es una limitación técnica importante para el desarrollo hidroeléctrico. Por sus elevados costos y actividad de alto riesgo, requiere del apoyo del sector público. · Altos costos de capital y acceso limitado al financiamiento de largo plazo: el problema no es exclusivo de Perú, ya que los inversores en el mundo se inclinan a preferir proyectos de bajo riesgo, no intensivos en capital, con períodos de construcción cortos y rápido retorno de la inversión. Los proyectos de generación térmica tienen esas características, mientras que los proyectos hidroeléctricos, por el contrario, tienen características que dificultan su financiamiento: múltiples requerimientos para su aprobación a nivel local, regional y nacional, altos costos de capital, riesgos de construcción, riesgos hidrológicos y, en ciertos casos, alta visibilidad ambiental y social. Esta situación se ve agravada por la actual crisis financiera internacional. Pareciera ser necesario algún tipo de rol del sector público o asociación público-privado para poder acceder a las fuentes de financiamiento de largo plazo. · Dificultades para obtener los permisos para construir centrales hidroeléctricas: de acuerdo con los desarrolladores de proyectos y expertos del sector, los procedimientos para obtener los permisos para los proyectos hidroeléctricos son excesivamente difíciles y complejos. Por otra parte, los procedimientos no siempre son estables y la más de las veces, la legislación tiende a tener vacíos. 1.1.3 Planificación del Sistema Energético para los Próximos Diez Años. 11. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) prepara un plan de diez años para el sector energético que se actualiza cada tres años, "Plan Referencial de Electricidad"4. Este plan está destinado a promover la ampliación del sector energético mediante la formulación de una visión para el sector y la provisión de información futura sobre las necesidades del sistema energético y las oportunidades de inversión. Específicamente, el plan presenta en forma indicativa las necesidades de ampliación de los sistemas de transmisión y generación de energía del país, y una propuesta para satisfacer dichos requerimientos. El plan no contempla los requerimientos de inversión ni las opciones para un plan de financiamiento. 12. Una deficiencia del "Plan Referencial" para el sector energético, es que no parece estar bien integrado dentro de una estrategia integral de energía que debe incluir también la estrategia del país para el gas natural. Esto es especialmente importante porque la generación hidroeléctrica y a gas requieren inversiones considerables que necesitan ser coordinadas. Puesto que la generación a gas e hidroeléctrica son opciones que compiten y complementarias, los requerimientos para la ampliación hidroeléctrica está íntimamente 4 Plan Referencial de Elecricidad 2006-2015; Ministerio de Energía y Minas, Dirección General de Electricidad. 4 relacionada con los esfuerzos que realice el país en la exploración, producción y transporte del gas. 13. El "Plan Referencial" preparado en el año 2006 para el período 2006-20155. Este plan consideró para su escenario base una tasa de crecimiento de la demanda de punta y energía del 6.6 y 6.5 por ciento, respectivamente. Para hacer frente a esta demanda creciente, el plan propuso una ampliación de la generación de electricidad en aproximadamente 300 MW por año. No obstante, la expectativa de crecimiento del plan ha sido superada por el crecimiento real ocurrido en los dos últimos años, que alcanzó un 8.5 por ciento sin precedentes. Por otra parte, la capacidad real de ampliación no fue suficiente, particularmente en lo que respecta a la ampliación de los proyectos hidroeléctricos. 14. El "Plan Referencial" contempló la puesta en marcha de nueve centrales hidroeléctricas durante el período 2010-2015 con una capacidad total de 1,023 MW. Sólo una de esas centrales (El Platanal, 220 MW) se encuentra actualmente en construcción mientras que los otros ocho proyectos aún tienen que completar su etapa de preparación y/o lograr el cierre de la operación financiera para su financiamiento. Las demoras en el programa de proyectos hidroeléctricos, junto con una limitación inminente en el transporte de gas natural para las nuevas centrales a gas, plantean un serio riesgo de escasez de energía en el muy corto plazo (2009-2010). A fin de mitigar el impacto de dicha escasez, el Gobierno se ha comprometido en un plan de emergencia para la ampliación de la generación de electricidad en base a unidades de generación diesel con plazos cortos de arranque y parada. 15. Si bien el "Plan Referencial" es compatible con el compromiso expresado por el Gobierno de promover los proyectos hidroeléctricos y alcanzar un equilibrio racional entre la generación de electricidad a gas, las centrales hidroeléctricas y otras fuentes de energía, la propuesta de planificación no fue acompañada por señales de precio adecuadas ni una política favorable para la inversión en tecnologías de energías renovables. Para resolver estas deficiencias, el Gobierno aprobó, en 2008, un conjunto de medidas a fin de promover las energías renovables. El desafío parece ser mayor ahora, puesto que el acceso al financiamiento se convierte cada vez más en una limitación más seria como consecuencia de la crisis financiera internacional. 1.2 Nuevo Escenario Energético Mundial 16. En el período de cinco años que finalizó a mediados de 2008, los costos de construcción para las centrales tanto térmicas como hidroeléctricas han sido testigo de un incremento incesante, originado por dos factores principales. El primero de ellos es la fuerte demanda global de todos los tipos de equipos para generación eléctrica, especialmente en el Sudeste de Asia y China, donde la demanda de electricidad ha estado creciendo a tasas anuales del 8-10 por ciento. El libro de pedidos de los principales 5 El utimo Plan para el período 2009-201 se encuentraba en preparación durante el estudio. 5 proveedores mundiales de equipos estaba completo, creando las condiciones típicas del mercado de vendedores.6 17. El segundo factor que explica el aumento en los costos de capital de la generación de energía fue el boom especulativo de los precios de los commodities a nivel mundial, acompañado en muchos países en desarrollo por el boom de la construcción que también incrementó los precios del cemento. Los costos de las obras civiles de los proyectos hidroeléctricos tuvieron que hacer frente a los incrementos dramáticos en los precios del acero (y explican los aumentos en los costos de construcción para los proyectos hidroeléctricos de Perú que se muestran en el Capítulo 2 de este informe). Ciertamente, tal como se detalla en un informe de enero de 2008 preparado para el Banco Mundial,7 ha habido incrementos sustanciales en el aumento de las materias primas que se utilizan para fabricar los equipos de las centrales de generación, incluyendo las materias primas o productos intermedios que se utilizan para fabricar calderas, turbinas a gas, turbinas a vapor, turbinas de viento, y los motores y generadores. 18. A fines de 2008, estas condiciones habían cambiado notablemente como consecuencia de la crisis económica y financiera global. Los precios de las barras de acero8 colapsaron a casi un tercio de su pico alcanzado en julio de 2008.9 Los precios del cemento han caído al debilitarse la demanda y al colapsar los precios de la energía y, en numerosos países, se están revisando hacia abajo los costos de los proyectos hidroeléctricos propuestos. Con la caída del crecimiento económico mundial, las expectativas del crecimiento de la demanda de electricidad también caerán, de modo que los libros de pedidos para el período 2010-2012 estarán más descongestionados, y se puede esperar una reducción en los precios de los equipos de generación con turbinas de gas. 19. Las condiciones del mercado son especialmente difíciles para las energías renovables puesto que los incentivos a ese tipo de energías disminuyen con los precios bajos del petróleo. Mientras no se recuperen los precios del petróleo (y gas), los incentivos a las energías renovables disminuirán, dificultando los objetivos de numerosos países de incrementar la participación de las energías renovables. Otra consecuencia de la caída de la actividad económica es la baja de los precios del carbono en la Unión Europea 6 En el Capítulo 6 del presente informe se detallan las consecuencias de estos altos precios recientes para el cálculo del cargo por capacidad de OSINERGMIN. 7 URS, Study of Equipment prices in the Energy Sector, Informe del Banco Mundial, abril 2008 8 Habitualmente se utiliza una barra, o barra de refuerzo, en el hormigón armado y estructuras de albaliñería reforzada. Por lo general se forma con acero al carbono, y se le hacen astillas para un mejor anclaje mecánico en el hormigón. 9 El colapso más grande se ha producido en palanquillas (billet) y barras de refuerzo para hormigón armado (rebar). Desde fines de julio 2008, el contrato mediterráneo de palanquillas en efectivo de la Bolsa de Metales de Londres se ha desplomado de US$945-965/tonelada a US$554-555/tonelada a fines de septiembre 2008. La baja del precio de palanquillas al contado del Lejano Oriente es algo menor, de US$870-875/tonelada a US$510-520/tonelada en el mismo período. Las barras de refuerzo para hormigón armado han colapsado de más de US$1,300/tonelada FOB Mar Muerto a aproximadamente US$650- 800/tonelada FOB a fines de septiembre de 2008. 6 (Figura 1.1): del nivel máximo alcanzado a mediados de 2008 de 30/tonelada, los precios han caído a 10/tonelada a fines de 2008.10 Figura 1.1: Precios en el Banco Internacional Europeo de Intercambio de Bonos de Carbono ECX CFI Futures Contracts: Price and Volume 40 35 To tal Volume Dec09 Sett 35 30 30 25 VOLUME (million tonnes CO2) Price per tonne (EUR) 25 20 20 15 15 10 10 5 5 0 0 06 06 06 06 6 6 07 07 07 07 07 07 08 08 08 08 08 08 08 /20 / 4/ 20 /5/ 20 / 1/20 00 00 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 /2 0 2/ 6 7/ 2 /23 /2 /01 /03 /05 /07 /09 /11 /01 /03 /05 /07 /08 /10 /12 4 6 8 9/2 11 23 21 18 16 11 07 08 05 06 02 28 24 22 20. Teniendo en cuenta la actual volatilidad de los mercados de commodities, y la gran incertidumbre que rodea las estimaciones sobre la duración y profundidad de la recesión global, es muy difícil pronosticar las condiciones de precios para los equipos de generación de energía a corto plazo ­térmica e hidroeléctrica. Para el sector energético peruano, la pregunta clave es el precio internacional del gas que rige los precios de exportación del GNL y, subsiguientemente, el precio económico del gas. De igual manera que en el caso del petróleo, los precios en la segunda mitad de 2008 se desplomaron, de aproximadamente US$11/mmBTU a aproximadamente US$6/mmBTU (Figura 1.2), por ende, llegando al nivel general de precios típico del período 2005-2007. 10 Las Reducciones Certificadas de Emisiones (CER) para diciembre de 2009 comercializaban su entrega el 29 de enero de 2009 a 10.05/tonelada. 7 Figura 1.2: Precios del Gas en EE.UU o Jan-2000 Jan-2002 Jan-2004 Jan-2oo6 Jan-2ooB Jan-2001 Jan-2003 Jan-2005 Jan-2007 8 2. VIABILIDAD TÉCNICA DE LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA 21. El objetivo de este capítulo es evaluar la generación hidroeléctrica como una opción estratégica para satisfacer la futura demanda de electricidad de Perú y mejorar la matriz energética del país. No está destinada a ser una evaluación de proyectos específicos, si no, en cambio, una opción tecnológica (los Capítulos 3 y 4 analizan satisfacer la demanda desde el punto de vista económico y financiero). Con este fin, se seleccionó una muestra de 10 proyectos para el análisis. El principal criterio utilizado para la selección de los mismos fue que los proyectos debían contar con una concesión definitiva. Este criterio proporcionaba dos ventajas: (a) aseguraba un conjunto de opciones tangibles, realistas, considerando su avanzado nivel de preparación; y (b) la información de los proyectos con concesiones definitivas es de dominio público. Toda la información utilizada fue provista por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM/DGE). Puesto que los proyectos habían sido preparados en distintas fechas, se estandarizaron los datos técnicos y de costos para una correcta evaluación comparativa. 2.1 Viabilidad Técnica y Preparación de los Proyectos Hidroeléctricos en Perú 2.1.1 Potencial, desarrollo y desafíos de la generación hidroeléctica 22. El desarrollo de los recursos hídricos de Perú comenzó hace más de cien años, a comienzos del siglo pasado. Los desarrollos iniciales aprovecharon la topografía escarpada que se presenta particularmente en los ríos que drenan la vertiente occidental de la Cordillera de los Andes. El objetivo de las centrales hidroeléctricas fue satisfacer la demanda de electricidad local y, cada vez más, los requerimientos de la industria minera. Durante la segunda mitad del siglo XX surgieron las redes regionales de electricidad y el desarrollo hidroeléctrico comenzó a incluir proyectos de gran envergadura. A través de todo este período, la generación hidroeléctica contribuyó con una participación muy importante en el suministro de energía del país, por lo general superior al 80 por ciento. 23. El desarrollo hidroeléctrico de Perú ha estado fuertemente ligado a las experiencias suizas e italianas, tanto en lo que respecta a su diseño como a su construcción. Típicamente, las centrales existentes son del tipo de pasada, incluyendo un componente importante de obras subterráneas, altas caídas y presas de derivación relativamente pequeñas, minimizando así su impacto ambiental. La mayoría de las centrales tienen un alto factor de planta (es decir, una elevada utilización de su capacidad instalada) que a menudo es consolidado a través de la construcción de pequeños reservorios estacionales ubicados en la cuenca superior, aprovechando las lagunas existentes, las condiciones morfológicas favorables y casi libre de sedimentos. Todas las centrales están ubicadas en valles angostos y empinados que están escasamente poblados y que proveen pocas oportunidades para la agricultura. En la pendiente occidental (Pacífico), las centrales hidroeléctricas comparten las instalaciones de almacenamiento de agua con otros usos, por lo general riego y suministro urbano aguas abajo. 9 24. La única evaluación exhaustiva de los recursos hídricos de Perú fue el inventario realizado en 1979 por el Ministerio de Energía y Minas con el apoyo del programa de asistencia técnica alemán (Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit ­ GTZ)11. El objetivo de este programa fue identificar proyectos que pudieran contribuir a la ampliación de los sistemas de generación del país. El inventario se focalizó en proyectos hidroeléctricos de mayor envergadura. El catálogo final contiene un total de 543 proyectos hidroeléctricos en todo el territorio del país, lo que representa un potencial técnico de 58,404 MW (Cuadro 2.1). Hasta el presente se ha desarrollado menos del 5 por ciento de este potencial (Cuadro 2.2). Cuadro 2.1 Potencial Teórico y Técnico de los Proyectos Hidroeléctricos Región Hidrológica Teórico (MW) Técnico (MW) Cuencas Occidente/Pacífico 29,256 13,063 Cuencas Oriente/Amazonas 176,287 45,341 Cuenca del Titicaca 564 Total 206,107 58,404 25. En las zonas ubicadas a más de 1,000 metros sobre el nivel del mar, los ríos en las cuencas del Amazonas y del Occidente muestran un elevado potencial para centrales hidroeléctricas con altas caidas, utilizando canales de toma, pequeñas tomas y reservorios pequeños -un tipo de central hidroeléctrica que es común en el sistema hidroeléctrico peruano. Estos proyectos generalmente tienen un bajo impacto ambiental y social, salvo que involucren transvases de agua entre cuencas de ríos. Cuadro 2.2 Capacidad Instalada de Hidroeléctricidad por Regiones Capacidad Existente como Capacidad Existente Región Hidrológica Porcentaje del Potencial (MW) Técnico (%) Cuencas Occidente/Pacífico 1,263 9.7 Cuencas Oriente/Amazonas 1,563 3.4 Cuenca del Titicaca Total 2,826 4.8 26. Después de un período en el que predominó la ampliación de la generación eléctrica mediante centrales a gas, en la actualidad existe un renovado interés en la generación hidroeléctrica. Los proyectos hidroeléctricos privados y públicos a los que se les ha otorgado concesiones en forma definitiva o temporal12 totalizan 5,796 MW; esto es, alrededor del 10 por ciento del potencial hidroeléctrico (Cuadro 2.3). Vale la pena hacer notar que el interés de los desarrolladores sigue las tendencias históricas, concentrándose más en proyectos localizados en las cuencas costeras occidentales que están ubicadas más cerca de los principales centros de carga y que presentan 11 Ministerio de Energía y Minas, "Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional", 1979. 12 A noviembre de 2008. 10 características técnicas conocidas pero desafiantes (altas cargas hidrostáticas, estructuras subterráneas, flujo de agua limitados). Si se construyen los proyectos hidroeléctricos que se encuentran en preparación en las cuencas occidentales, el grado de desarrollo en esta región alcanzaría casi el 25 por ciento del potencial técnico. Cuadro 2.3 Concesiones Actuales Definitivas y Temporales Concesiones Concesiones Región Hidrológica Total (MW) Porcentaje (%) Definitivas Temporales Cuencas Occidente/Pacífico 1,011 895 1,906 14.6 Cuencas Oriente/Amazonas 484 3,406 3,890 8.5 Cuenca del Titicaca -- -- -- -- Total 1,495 4,301 5,796 10.0 27. Este ratio es inferior en las cuencas del Amazonas (12.3 por ciento), donde los proyectos tienden a estar lejos de los centros de consumo y deben enfrentar dificultades de acceso. Con excepción de dos proyectos, esta cifra no considera el reciente interés demostrado en desarrollar una serie de proyectos hidroeléctricos de gran envergadura en las cuencas orientales, con miras a exportar energía al vecino Brasil. En mayo de 2008, Perú y Brasil firmaron un Acuerdo de Integración Energética13 que constituye el primer paso hacia un programa de gran escala destinado a desarrollar un conjunto de centrales hidroeléctricas para exportar energía, ubicadas en las cuencas orientales. Con posterioridad al acuerdo, se han identificado 15 proyectos hidroeléctricos. Seis de esos proyectos parecen ser particularmente atractivos para exportación de energía por su escala y distancia con la frontera con Brasil. Estos proyectos comprenden una capacidad total de 6,300 MW, más del doble de la capacidad hidroeléctrica actual de Perú, y algunos de ellos ya están siendo estudiados por consorcios públicos-privados brasileros. Los sitios para los proyectos fueron identificados mediante el inventario de 1979 y estos proyectos son, en realidad, una parte importante del gran potencial hidroeléctrico del país. 28. Mientras que su desarrollo se puede considerar como un objetivo a largo plazo, es importante recalcar los desafíos que este ambicioso programa plantea. En oposición a los proyectos construidos o planeados en las cuencas occidentales, estos proyectos están ubicados a menor altura (por debajo de los 1,000 metros sobre el nivel del mar) y, por lo tanto, presentan caídas bajas y represas más grandes que pueden inundar áreas extensas. Esto representa serias cuestiones de tipo ambiental y social relacionadas con la escala de los proyectos, la fragilidad de los ecosistemas involucrados y la vulnerabilidad de la población indígena y otros grupos de las comunidades locales que se verían afectadas por los proyectos. La limitada información hidrológica también es una importante 13 "Convenio de Integración Energética entre el Ministerio de Energía y Minas de la República del Perú y el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa de Brasil", firmado el 17 de mayo de 2008. El acuerdo crea un grupo de trabajo bilateral con el objetivo de realizar estudios sobre proyectos hidroeléctricos de exportación, incluyendo la correspondiente transmisión, análisis de la implementación de las conexiones fronterizas, evaluación de los marcos legales y reguladores de cada país y preparación de un cronograma para sus actividades. 11 restricción. Un desarrollo sostenible a gran escala del potencial de las cuencas orientales requeriría un enfoque cuidadoso incluyendo una mejora en la disponibilidad de la información básica (en particular datos hidrométricos), así como también un sólido marco institucional necesario para atender los complejos desafíos sociales y ambientales. 29. Un aspecto importante que se debe tener en cuenta en la preparación de los proyectos hidroeléctricos es el impacto del cambio climático en su efectiva operación y, por ende, en su diseño y estimaciones de la producción de energía y capacidad efectiva. El impacto del cambio climático está rodeado de un gran nivel de incertidumbre que se origina en la dificultad de pronosticar la naturaleza, intensidad y velocidad del proceso del cambio climático y, en particular, su probable impacto regional sobre los patrones de precipitación pluvial, tierras húmedas de montaña y la recesión de los glaciares. Al evaluar el impacto del cambio climático en los proyectos hidroeléctricos y en otras actividades de uso del agua, es importante establecer el horizonte de tiempo de este impacto. Si bien existe una considerable grado de incertidumbre sobre la velocidad del proceso del cambio climático, el período de interés para las decisiones de inversión en proyectos hidroeléctricos está claramente definido: los próximos 30 a 40 años, es decir, la vida económica de las nuevas centrales hidroeléctricas. Por lo tanto, cualquier impacto que posiblemente ocurra con posterioridad a ese período ­independientemente de su naturaleza y gravedad- no es relevante al formular una estrategia para la ampliación del sector energético, para las decisiones específicas de inversión en las nuevas centrales hidroeléctricas, ni para la operación de las centrales existentes. 30. Es de suma importancia el posible impacto sobre los patrones de precipitación pluvial puesto que la generación hidroeléctrica está directamente relacionada con los volúmenes y la distribución estacional de las lluvias. Según las regiones y los modelos consultados, este impacto podría ser positivo o negativo. Los informes del IPCC14 no son concluyentes en este sentido. No obstante, existe la opinión entre algunos especialistas de que podría haber más lluvia en el norte del país (particularmente en el noroeste) mientras que el sur podría ser más seco, es decir, un patrón similar al del fenómeno de El Niño. Una iniciativa del Banco Mundial que se lleva a cabo en forma paralela a este estudio con el apoyo de ESMAP y la participación del Ministerio de Energía y Minas, "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology: Development of a Methodology through a Case Study in Peru", apunta a investigar el impacto del cambio climático en la hidrología montañosa del Perú, incluyendo el impacto en la precipitación pluvial. Teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que predomina, este informe, en su mayor parte, se focaliza en un efecto definido y más tangible: la recesión de los glaciares en algunas cuencas de ríos. 31. Especial atención se está prestando al impacto del cambio climático en los glaciares tropicales. Este proceso es particularmente importante en Perú, donde se encuentra ubicado el 70 por ciento de los glaciares tropicales del mundo. Las mediciones en la mayoría de los glaciares del país revelan que su recesión ha sido notable durante las dos últimas décadas, reduciendo así la capacidad natural de almacenamiento que proveen y que algunas centrales hidroeléctricas actuales y futuras utilizan o utilizarían para 14 Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC); Cuarto Informe de Evaluación, 2007. 12 incrementar su producción energética durante la estación seca. El presente informe explora la naturaleza de este impacto teniendo en cuenta la información disponible en cada uno de los proyectos. 32. No obstante, se debe recalcar que este trabajo es solamente preliminar y que es necesario realizar un mayor trabajo de investigación sobre el tema destinado a: (a) una mejor comprensión de la función de los glaciares en el ciclo hidrológico; (b) el monitoreo de glaciares y flujos de estiaje en las centrales hidroeléctricas existentes y proyectadas; y (c) la evaluación de opciones para mitigar el impacto de la recesión de los glaciares. También es necesario continuar trabajando en la proyección del impacto del cambio climático en los patrones de precipitación pluvial. El Estudio Hidrológico mencionado en el párrafo 30, así también como otros estudios, aportarán una nueva visión sobre estas cuestiones. 2.1.2 Evaluación Técnica y Revisión de Costos Proyectos Evaluados 33. Hay 15 proyectos hidroeléctricos con concesiones definitivas. Cinco de esos proyectos fueron excluidos de la muestra porque su escala era muy pequeña (capacidad alrededor de 10 MW) o porque ya se encontraban en un nivel muy avanzado de construcción. La muestra, por lo tanto, se redujo a diez proyectos que representan una capacidad instalada de 1,365 MW (Cuadro 2.4).15 Las capacidades varían entre 49 MW y 225 MW, para un promedio de 136.5 MW, es decir, una serie de proyectos de tamaño mediano algo menor a los proyectos públicos construidos antes de la reforma del sector eléctrico implementada a principios de la década de 1990. 34. La muestra de los proyectos ofrece dos ventajas principales para su evaluación: un avanzado nivel de preparación y fácil acceso a los datos del proyecto. Se realizó la estandardización de la información de manera que los proyectos fueran comparables ante un conjunto dado de condiciones (fecha, condiciones técnicas). La evaluación incluyó una revisión de: (a) esquemas de los proyectos; (b) evaluación de los requerimientos de contingencia; (c) hidrología; (d) producción de energía y capacidad firme; y (e) costos de inversión y de operación y mantenimiento. 15 El estudio comprendió también una evaluación de 3 proyectos públicos a los que les fueron otorgadas concesiones temporales. No obstante, estos proyectos fueron excluidos de la muestra porque su preparación se encontraba en un nivel preliminar. 13 Cuadro 2.4 Características generales de los proyectos evaluados Producción de Capacidad Instalada Caida Central Energía (MW) (metros) (GWh/año) El Platanal 220 1,079 627 Cheves I 168 837 600 Huanza 85 376 641.5 Marañón 96 425 98 La Virgen 64 388 357 Pucará 163 976 401.6 San Gabán I 150 914 567.5 Tarucani 49 362 331.7 Quitaracsa 115 639 867.5 Santa Rita 255 1,543 255 Total 1,365 7,539 Fuente: Estudios de cada uno de los proyectos, archivos MEM/DGE. La Evaluación 35. La revisión no implicó modificación alguna en los esquemas de los proyectos propuestos y se limitó a la evaluación de los proyectos tal como lo propusieran sus patrocinadores. Específicamente, la evaluación comprendió lo siguiente: · Revisión de cada uno de los esquemas de proyecto con el propósito de identificar los riesgos técnicos y de construcción específicos con miras a la evaluación de los requerimientos de contingencia. · Revisión de los aspectos hidrológicos de los proyectos teniendo en cuenta la información actualizada del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología, SENAMHI, cuando fuese pertinente, del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado, COES y/o los datos provistos por los estudios. La revisión hidrológica incluyó los ajustes por regulación del recurso agua y transferencia de agua en los casos pertinentes. · Estimación de la producción de energía en base a los datos hidrológicos actualizados, cuando pertinente, utilizando un solo modelo y criterios uniformes. Los datos de energía comprenden la producción bruta menos las pérdidas en los generadores. Las estimaciones de energía se realizaron para la estación seca (mayo-diciembre) y la estación húmeda (enero-abril), así también como para las horas de punta y fuera de punta. · Estimación de las pérdidas de transmisión desde la central hidroeléctrica hasta su entrega al Sistema Interconectado Nacional, SEIN; es decir, las pérdidas del sistema de transmisión relacionadas con el proyecto. Estas pérdidas se estimaron entre el 1 y 3 por ciento de la producción de energía, según la longitud del sistema de transmisión asociado. 14 · Estimación de la capacidad firme y de la capacidad remunerable en base a los flujos de la estación seca y la capacidad diaria de regulación de cada central. · Revisión del impacto del cambio climático en la producción de energía, en particular, el impacto del derretimiento en curso de los glaciares. Teniendo en cuenta que este es un problema muy complejo y que necesita mayor investigación y análisis, se realizó una evaluación preliminar para llegar a un orden de magnitud de los resultados y determinar los parámetros para un análisis de sensibilidad económica. · Revisión de los costos de inversión. Los requerimientos de inversión de los proyectos se actualizaron a principios de 2008, considerando los valores de mercado para los equipos y las obras civiles. A este fin, el análisis comprendió la revisión de la mayoría de las licitaciones recientes y de los costos de construcción (cuando los proyectos ya se encontraban en esa etapa), actualizando los valores a la fecha mencionada, la aplicación de precios unitarios actualizados y curvas paramétricas (para los proyectos que tenían un menor nivel de avance en sus estudios). Los costos de contingencia se sumaron como una función del nivel de estudio de los proyectos y la complejidad del diseño. Estos costos oscilaron entre el 5 y el 15 por ciento. · Los costos de inversión incluyen los sistemas de transmisión relacionados con cada uno de los proyectos, es decir, el costo de las instalaciones de transmisión necesarias para conectarse al SEIN. No se incluyen los costos de los refuerzos del SEIN. · Los gastos de mantenimiento y operación se calcularon en US$0.0025/kWh producido,16 y los pagos anuales de seguro y administrativos, estimados como instalados en US$5/kWh. Además, también se tuvieron en cuenta los pagos al sistema (COES), al Ministerio de Agricultura y al MEM que representaban el 1.5 por ciento de las ventas anuales. · Exceptuando aquellos proyectos que se encontraban en un nivel más avanzado de preparación (o construcción), se utilizó un cronograma de construcción estándar para estimar los flujos de los desembolsos. La evaluación de la producción hidrológica y energética produjo los siguientes resultados; · Un conjunto de cifras ajustadas de producción energética que difieren de los valores propuestos en los estudios entre +3% y -28%. · La desviación/ajuste promedio fue del -6.8 por ciento (promedio ponderado: -9.2 por ciento), es decir, un promedio por debajo de las estimaciones de los patrocinadores del proyecto. 16 Considerando un valor mínimo de un millón de US$ por año. 15 La evaluación de los costos de capital del proyecto produjo los siguientes resultados: · Un incremento en las estimaciones de costo del 18 al 86 por ciento;17 · Un incremento promedio del 44.8 por ciento (promedio ponderado: 39.1 por ciento); · Los costos de capital ajustados corresponden a los costos unitarios de instalación que varían entre US$1,164/kW y US$1,939/kW, para un promedio de US$1,450/kW. · La tendencia al incremento se explica por varios factores, siendo el principal de ellos la actualización de los valores en dólares estadounidenses a una fecha más reciente y el marcado incremento de los costos de las obras civiles y de los precios de los equipos que tuvieron lugar durante los meses de alto crecimiento previos a la realización del estudio. Otro factor parece ser un optimismo excesivo en el diseño y estimación de costos de algunos proyectos. 36. Se observó que todos los proyectos siguen la experiencia hidroeléctrica peruana; es decir, son proyectos hidroeléctricos de paso que incluyen una represa o presa de derivación pequeña, seguida por canales o túneles para alcanzar la carga hidrostática, y una central eléctrica distante unos pocos kilómetros. No existen centrales eléctricas al pie de la represa. 37. Si bien no se puede hacer un juicio general sobre toda la muestra, se observó lo siguiente: · Algunos proyectos están muy bien estudiados. Cuentan con programas de investigación de campo exhaustivos y con esquemas de ingeniería sólidos. En estos casos, no se prevén dificultades de construcción. · Otros proyectos parecen ser demasiado optimistas en cuanto a su diseño o aún tienen que resolver problemas específicos de construcción. No obstante, en la mayoría de los casos estas cuestiones se pueden resolver si se utilizan recursos adecuados de ingeniería y de investigación de campo. · Si bien la falta de una adecuada red hidrométrica en el país es un problema común a todos los proyectos (ver sección 2.4 sobre información hidrometeorológica), se observó que, en términos generales, los proyectos están siendo diseñados de manera satisfactoria en las regiones donde la información está disponible, siendo complementados con las investigaciones realizadas para cada uno de los estudios. Sin embargo, algunos proyectos muestran estimaciones hidrológicas poco precisas, al mismo tiempo que otros están estrechamente vinculados con la construcción de reservorios para riego de uso agrícola. · Muchos proyectos han utilizado la información hidrológica reunida por sus propias estaciones. Varios de los ríos presentan riesgo de sedimentación en ciertas partes de su cuenca, hecho que no ha sido considerado totalmente por los 17 Estas cifras excluyen un proyecto que, por un drástico cambio en sus componentes, experimentó una reducción en el costo de capital de -65%. 16 proyectos. Así mismo, ninguno de los proyectos evaluados parece tener en cuenta el impacto de la rápida recesión de los glaciares. · La producción de energía de algunos proyectos tiende a ser alta por su dependencia de reservorios estacionales relativamente grandes. · Muchos de los proyectos que tienen una concesión definitiva, han sido propiedad de los desarrolladores cuyo interés principal es prepararlos y venderlos, en vez de construirlos. Durante 2007, tres concesiones definitivas se vendieron a grupos relacionados con grandes consumidores: Huanza, Marañón y Quitaracsa. Diseño del Proyecto 38. La disponibilidad de la información de campo básica que se necesita para el diseño del proyecto es por lo general buena: · En el Instituto Geográfico Nacional (IGN) se encuentran en inmediata disponibilidad versiones electrónicas de mapas topográficos en escala 1:100,000 y a pedido se pueden obtener del IGN mapas electrónicos en menor escala (ej., 1:25,000, preparados para el Ministerio de Agricultura). · Del mismo modo, hay mapas geológicos en escala 1:100,000 y varios mapas regionales y locales en menor escala disponibles en el Instituto Geológico Minero y Metalúrgico (INGEMMET). · Los datos hidrometeorológicos están disponibles en el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI), pero es evidente que la capacidad de este organismo se ha ido deteriorando durante la década pasada. 39. En forma paralela a recolectar y analizar la información de campo básica tal como se describe más arriba, se deben realizar en el sitio del proyecto investigaciones locales topográficas, geológicas e hidrométricas. Existe suficiente capacidad local en todas estas áreas, incluyendo varias firmas que ofrecen servicios actualizados en licitaciones competitivas. 40. En la mayoría de los niveles existe el conocimiento técnico adecuado disponible (incluyendo empresas nacionales e internacionales especializadas en consultoría de ingeniería), si bien se puede argumentar que, como resultado del limitado número de proyectos hidroeléctricos de gran escala diseñados y construidos en los últimos años, existe solamente una cantidad limitada de personas con una vasta experiencia de largo plazo como se requiere para la administración total exitosa de un proyecto. 41. El MEM mantiene una lista de 125 empresas consultoras autorizadas para realizar análisis de impacto ambiental, de las cuales 74 están autorizadas para trabajar en el sector eléctrico. Esta lista incluye en su mayor parte empresas nacionales de consultoría en ingeniería, junto con las oficinas locales de numerosas firmas consultoras internacionales. También existe un número de empresas que han establecido sus oficinas localmente y que ofrecen servicios relacionados con el Mecanismo de Desarrollo Limpio (CDM) y la compra de créditos de carbono, así también como empresas internacionales tales como Eco Securities, Net Source, AHL Carbon y Econergy. 17 Ingeniería del Proyecto 42. En cuanto al diseño del proyecto, existe también suficiente conocimiento técnico y experiencia nacional entre las empresas consultoras de ingeniería para prestar los servicios requeridos para la preparación de los documentos de construcción para la construcción del proyecto y la supervisión de contratistas y proveedores durante la etapa de construcción. Este conocimiento técnico y experiencia comprende la forma más tradicional de dirección de proyecto: cliente-consultor-contratista, y el tipo de contratación de empresas de ingeniería, compras y construcción (EPC). 43. No obstante, la utilización de documentos de contratos estándares, tales como los preparados por la Federación Internacional de Ingenieros Consultores (FIDIC) no es una práctica común. Pareciera que en la mayoría de los casos las especificaciones y los documentos de contrato son preparados desde cero o al menos sobre la base de otros proyectos similares previos. Si bien el uso de esos documentos estándares sería un beneficio para el sector, se debe hacer notar que los intentos previos realizados para utilizar las versiones en idioma español de los documentos de contrato de FIDIC en Perú han puesto de relieve algunas diferencias de interpretación de ciertos términos en el contexto de la ley peruana. 2.2 Consideraciones sobre el Cambio Climático 44. Existe una gran incertidumbre sobre el posible impacto del cambio climático en los patrones climáticos del Perú y en su ciclo hidrológico (ver Anexo 1 para más detalles sobre este tema). Si bien existen mediciones tangibles de este impacto en la recesión de los glaciares, la comunidad científica aún tiene que comprender mejor cuál sería el principal impacto: es decir, el impacto en los patrones de precipitación pluvial. Los informes del IPCC no son concluyentes en este sentido. Tal como se mencionara previamente, existe la opinión entre algunos especialistas que podría haber más lluvia en el norte (particularmente en el noroeste) del Perú mientras el sur sería más seco, es decir, un impacto similar al del importante fenómeno de El Niño que ocurre una vez cada siete a diez años. Los cambios en los patrones de precipitación pluvial tendrían un impacto en la producción de energía y en la naturaleza de eventos extremos (inundaciones) y, por lo tanto, en el diseño de las estructuras hidráulicas de las centrales hidroeléctricas. 45. Una iniciativa paralela que está desarrollando el Banco Mundial, con el apoyo de ESMAP y la participación del Ministerio de Energía y Minas, apunta a definir una metodología para evaluar los impactos causados por el impacto del cambio climático (rápido calentamiento montañoso, con el consiguiente cambio en los glaciares y tierras húmedas de montaña, y cambio en los patrones de precipitación pluvial) en la hidrología del Perú. El estudio se llama "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hidrology ­ Development of a Methodology through a Case Study in Perú". Este estudio paralelo proveerá información adicional para la planificación hidroeléctrica en Perú a largo plazo mediante los siguientes componentes: 18 a. Clima: Uso de los resultados del Simulador de la Tierra18 y del Modelo de Sistema de Clima Comunitario, CCSM19, para un escenario seleccionado a fin de evaluar los impactos netos en la precipitación y temperatura sobre las cuencas hidrográficas de los Andes en Perú. El objetivo es proveer escenarios posibles del clima futuro para mediados y fines de siglo en Perú, capaces de producir parámetros ambientales para utilizarlos como insumos para el modelo hidrológico. b. Hidrología: Estimación de los cambios actuales y proyectados en los escurrimientos provocados por los incrementos de la temperatura, la recesión de los glaciares, los cambios en las precipitaciones y la sequía de las tierras húmedas de montañas para las tres cuencas de ríos emblemáticas de Perú: Río Santa, Rimac y Mantaro para 2030, 2050 y 2090. La técnica de modelo que se utilizará es la WEAP (Herramienta de Evaluación y Planificación del Agua) desarrollada por el Instituto del Medio Ambiente de Estocolmo combinada con un módulo de simulación del comportamiento dinámico de los glaciares desarrollado conjuntamente por IRD y SEI. 46. Una tercera actividad que está siendo implementada por el Banco Mundial y que proveerá más información sobre los impactos del cambio climático en la hidrología del Perú es "Regional Andes: Implementation of Adaptation Options to Rapid Glacier Retreat in the Tropical Andes Project." 47. Dada la incertidumbre que rodea al impacto del cambio climático en los patrones de las precipitaciones pluviales, el resto de la presente sección se focaliza en el proceso de recesión de los glaciares. Las mediciones en la mayoría de los glaciares del país revelan que los mismos se han retirado notablemente durante las dos últimas décadas, reduciendo así la capacidad natural de almacenaje que proveen y que algunas centrales hidroeléctricas utilizan para aumentar su producción de energía durante la estación seca. Sujeto al conocimiento aún limitado sobre la función de los glaciares como almacenamientos naturales, y la incipiente investigación sobre este tema, el equipo exploró la naturaleza del problema a fin de tener una mejor comprensión de su impacto en la generación hidroeléctrica actual y futura en Perú. Las conclusiones preliminares son las siguientes: · La pérdida gradual de los glaciares tendrá un impacto considerable en aquellas centrales o proyectos hidroeléctricos donde los glaciares tienen una función 18 El Simulador de la Tierra es una super computadora. El código para la ejecución del modelo por parte del Simulador de la Tierra fue desarrollado en forma conjunta por el Centro para la Investigación del Sistema Climático (CCSR) de la Universidad de Tokio y el Instituto Nacional para las Ciencias Ambientales (NIES) de Japón. La version particular del CCSR/NIES AGCM se ha utilizado para varios modelos internacionales, incluyendo las proyecciones futuras para el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, SRES) y el Proyecto Modelo Atmosférico de la Intercomparación (AMIP). 19 The CCSM-2 released in 2002 simulates climate by dividing the world's water and land surface into rectangular grid points that extent upward into the atmosphere in 26 vertical layers. Its resolution varies from 2.8 degrees for oceans and sea ice, to 1 degree which corresponds to approximately 100km resolution. www.ucar.edu/communications/CCSM/index.html 19 dominante en el ciclo hidrológico. El problema es irrelevante cuando no existen glaciares en la cuenca hidrográfica y es menos relevante cuando tienen un rol menor, por ejemplo menos del 5 por ciento del área de la cuenca. · Solamente 2 de los 10 proyectos evaluados en la muestra tienen un área de glaciar que supera el 5 por ciento de la cuenca hidrográfica. Asimismo, solamente 307 MW (Cañon del Pato ­ 264 MW y Cahua ­ 43 MW) de los 2,826 MW existentes de capacidad instalada en Perú, es decir alrededor del 11 por ciento, se alimentan de las cuencas hidrográficas donde los glaciares hacen un aporte significativo. Otras centrales hidroeléctricas, tales como Huinco (258 MW) y Callahuanca (85 MW), se alimentaban de los glaciares que ya se han perdido (o casi perdido). Así mismo, en unos pocos casos la capacidad de almacenamiento perdida de los glaciares ha sido reemplazada por pequeños reservorios ubicados en las cuencas altas (por ej., cuenca Santa Eulalia). · El impacto estaría limitado a la estación seca, puesto que todas las centrales hidroeléctricas ­existentes y planeadas- tienen o tendrán un exceso de agua durante la estación lluviosa. Además, este impacto sería principalmente en la producción de energía, y no en la capacidad garantizada por la central hidroeléctrica, dado que la mayoría de las centrales tienen, o están diseñadas con, instalaciones de regulación diaria que generalmente les permitirían continuar operando en los niveles picos durante la estación seca, aún bajo condiciones de flujo de agua reducidos, disminuyendo de esta forma el impacto económico. De hecho, puesto que los ingresos de una central hidroeléctrica provienen de: (a) la energía que vende; y (b) la efectiva capacidad que ofrece al sistema, una central típica se vería afectada solamente en sus ventas de energía durante la estación seca. Desde este punto de vista, se podría argumentar que otros usos, tales como el suministro de agua para uso urbano o riego, serían más vulnerables al impacto de la pérdida de los glaciares. · La principal área afectada por el derretimiento de los glaciares sería la cuenca del Río Santa, que se alimenta de la Cordillera Blanca, la cadena de montañas más larga del país y una región turística conocida por su belleza escénica y las actividades de recreación al aire libre. Parece haber evidencia de que algunos tributarios de esta cuenca del río ya están mostrando el impacto del proceso de derretimiento de los glaciares, reduciendo su escurrimiento durante la estación seca en un 20-25 por ciento.20 · Sin embargo, una revisión de los datos hidrológicos de 40 años para los diez proyectos evaluados en este estudio, no muestra una clara tendencia en cuanto a los cambios en los flujos de los ríos. Dos proyectos revelan una reducción estadística significativa en los flujos de la estación seca (Quitaracsa y Santa Rita, 20 En el Río Quitaracsa, un caso en el cual aparentemente los glaciares a baja altura ya se han perdido, la producción potencial de energía durante la estación seca (mayo a diciembre) se habría reducido en un 21% durante los últimos 6 años. Este valor se utiliza como referencia para el análisis de sensibilidad que se presenta en el capítulo económico del presente informe. 20 ambos en la cuenca del Río Santa), mientras que un proyecto muestra un incremento en estos flujos (Huanza, en la cuenca del río Santa Eulalia). · Los desarrolladores de proyectos están planificando medidas de mitigación para compensar este impacto cuando el mismo sea relevante. La principal solución que se está analizando es la construcción gradual de reservorios pequeños en las cuencas altas para compensar la pérdida de la capacidad de almacenaje. Estas represas pequeñas también beneficiarán a otros usuarios ubicados aguas abajo ­ por ejemplo, suministro de agua para riego. Algunos desarrolladores proponen que, puesto que este es un problema multisectorial, el Estado debiera intervenir en su planificación y, cuando esté justificado, en la participación de los costos de inversión. · En la mayoría de las cuencas con glaciares, es habitual encontrar condiciones morfológicas favorables para la construcción de pequeñas represas, porque la recesión de los glaciares ha dejado tramos del río relativamente angostos en los que las morrenas21 ya están actuando como represas naturales (en muchos casos hay lagunas). · Las estimaciones preliminares de costos sugieren que la inversión adicional en represas pequeñas para compensar el anterior almacenamiento que proveían los glaciares, incrementarían el costo promedio de la producción de energía de una central hidroeléctrica en un 3 al 4 por ciento.22 48. En resumen, la recesión de los glaciares es un hecho que exige mayor investigación, particularmente para comprender el aporte de los glaciares como reservorios naturales y la naturaleza del actual proceso de derretimiento. Su impacto en la generación hidroeléctrica está limitado a los sitios existentes y futuros en los que los glaciares juegan un papel significativo en la hidrología de la cuenca. En los casos relevantes, las estimaciones preliminares sugieren que este impacto representaría una pérdida de energía en el orden del 20 por ciento durante la estación seca. Se han identificado dos medidas importantes de adaptación: (a) la construcción de pequeñas represas en las cuencas superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural perdido; y (b) compensar las pérdidas de energía mediante compras de energía en el mercado spot, muy probablemente energía de origen termoeléctrico. Si bien la primera 21 Una morrena es una acumulación de tierra y piedras arrastradas y depositadas por un glaciar. 22 Para un proyecto que estaría perdiendo alrededor del 20 por ciento de su energía durante la estación seca. Se estima que los costos de capital de las represas a gran altura en sitios favorables, oscilarían entre US$1 millón a US$ 5 millones, para reservorios que estén en el rango de 5 a 20 millones de metros cúbicos. En el caso del tributario Quitaracsa, para restaurar la eventual pérdida de 2 m3/segundo durante la estación seca (equivalente entre 16 y 17 GWh), se necesitaría un almacenamiento adicional de aproximadamente 35 Mm3, que tendría un costo aproximado de US$8 millones. Esto resultaría en un costo de 4.9 US$ centavos/kWh para la energía recuperada. Esta cifra debe compararse con el costo de la solución alternativa: comprar energía en el mercado spot. A modo de referencia, el costo de producción de una central hidroeléctrica de ciclo combinado a gas sería de 5.3 US$ centavos/kWh (para una central que opera a un factor de planta del 75 por ciento y con un precio del petróleo de 75US$/bbl). 21 medida beneficiaría a todos los usuarios de agua ubicados corriente abajo, la segunda medida sería una solución exclusiva para el sector energético. 49. En general, la información actual aunque limitada sobre el impacto de los distintos aspectos del cambio climático (impacto en los patrones de precipitación pluvial, recesión de los glaciares, etc.), sugiere que el futuro desarrollo hidroeléctrico en Perú debe tener en cuenta lo siguiente: (a) la necesidad de controlar en forma continua el avance que se realice en esta área; (b) la necesidad de un incremento continuo en la capacidad de almacenaje para compensar la pérdida de los glaciares, la mayor frecuencia del fenómeno de la corriente de El Niño y una hidrología posiblemente más seca en el sur del país, y (c) un enfoque estratégico con respecto al desarrollo hidroeléctrico teniendo en cuenta las probables diferencias regionales del impacto del cambio climático. 2.3 Cuestiones Sociales y Ambientales 50. La legislación peruana exige la preparación de un Estudio de Impacto Ambiental (EIS) para todas las centrales eléctricas que tengan una capacidad instalada superior a los 20 MW. El EIS debe ser aprobado por el MEM y la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos, DGAAE, y en el mismo se deben identificar y evaluar todos los impactos ambientales directos e indirectos posibles, incluyendo los de tipo biológico, físico, cultural y socioeconómico. Además, debe incluir los Planes de Manejo Ambiental o PMA, que deben apuntar a minimizar, evitar y/o compensar esos efectos negativos, incluyendo las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales. Los impactos sociales relacionados con las centrales eléctricas se consideran a través del proceso del EIS puesto que no hay procedimientos por separado para tratar las cuestiones sociales. La práctica del EIS comenzó a aplicarse a mediados de la década de 1990 y desde entonces el país ha ido construyendo en forma gradual la capacidad para cumplir con este requerimiento. 51. El equipo revisó los archivos ambientales del MEM de todos los proyectos que tenían concesiones definitivas. Los impactos más comunes encontrados fueron los siguientes: · Cambios en los flujos del río debido a la derivación del agua en la zona del proyecto y/o el funcionamiento de una represa. · Contaminación durante la etapa de construcción (calidad del suelo, agua y aire, y ruido). · Impacto en la fauna acuática por los cambios en los patrones de flujo. · Desplazamiento de las especies salvajes. · Reasentamiento de comunidades y población nativa. · Impacto en las áreas verdes. · Impacto en el empleo en las áreas de los proyectos. 52. Si bien generalmente se cree que las típicas centrales hidroeléctricas peruanas, de alta caída y de paso, son proyectos de bajo impacto, no siempre es así. Hay una serie de cuestiones técnicas e institucionales que merecen una mayor atención para garantizar un 22 desarrollo hidroeléctrico sustentable en el país. La revisión de los EIS reveló un conjunto de debilidades tanto en cuestiones sustanciales como de proceso. Algunas de ellas son las siguientes: · La experiencia del equipo fue que es difícil el acceso a la información. Los archivos del proyecto no están estandardizados, tienden a estar desorganizados y a menudo incompletos. Esto impide la capacidad de monitoreo de parte de los organismos públicos así también como el proceso de consulta/divulgación pública de la información. · La calidad muy diversa de los EIS indica que los términos de referencia que se están utilizando no establecen requerimientos estándares mínimos para los estudios. · La evaluación del impacto social, especialmente en lo que hace a las comunidades locales, es por lo general muy débil. Tiende a ser una descripción vaga y general. A menudo, las poblaciones afectadas no están adecuadamente identificadas ni cuantificadas, y los sistemas actuales y futuros de subsistencia no están bien evaluados. · Si bien existen lineamientos para garantizar la participación de las comunidades afectadas,23 se alega que raras veces esto se hace de manera satisfactoria. · Las deficiencias técnicas comunes de los EIS son: (a) víncluos débiles entre la información ambiental básica y el impacto específico de los proyectos, las áreas de influencia no están delimitadas; (b) falta de mapas adecuados; (c) no hay análisis interdisciplinario e integrado; (d) análisis poco sólido sobre el impacto biológico; (e) ausencia de programas de rescate para los valores culturales; (f) enfoques errados para la estimación de los flujos ecológicos que resultan en valores muy bajos; y (g) subestimación de los recursos necesarios para adecuar los planes de mitigación. · La capacidad del MEM para supervisar y evaluar los estudios, y controlar las actividades de seguimiento se ve obstaculizada por las limitaciones de personal y los recursos presupuestarios. 53. Teniendo en cuenta la naturaleza relativamente favorable de la mayoría de los proyectos que se encuentran en preparación, se puede argumentar que las deficiencias actuales no representan una seria limitación al desarrollo de proyectos hidroeléctricos en Perú. Sin embargo, han ocurrido protestas sociales relacionadas con algunos proyectos durante los últimos meses, sugiriendo que el proceso del EIS no está dando los resultados deseables. Recomendaciones para mejorar este proceso se presentan en el Capítulo 5 (par. 204). 54. El interés del Gobierno en proyectos hidroeléctricos de mayor escala ­tal como el desarrollo de una serie de proyectos de gran escala en las cuencas orientales/Amazonas destinados a exportar electricidad a Brasil- hace que sea imprescindible fortalecer la calidad de los estudios ambientales, así también como el proceso de consulta, y el 23 Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades Energéticas R.M 535-2004- MEM-DM. 23 monitoreo y aprobación de dichos estudios a fin de asegurar un equilibrio adecuado y sostenible entre los objetivos económicos, sociales y de protección ambiental del país. La experiencia del Proyecto Hidroeléctrico Nam Theun 2, una central de 1,200 MW que se está construyendo en la República Popular Democrática de Laos, podría servir como referencia de una firme administración de un proyecto hidroeléctrico de exportación altamente complejo, incluyendo una serie de medidas innovadoras para administrar una variedad de riesgos del proyecto (ver Recuadro 2.1). 55. La preparación y desarrollo de proyectos hidroeléctricos de envergadura en la parte oriental del país, para exportar energía o para el mercado interno, debiera tener en cuenta lo siguiente: · Reconocimiento de la escala y complejidad de su componente social y ambiental y las debilidades actuales del país en tratarlo. · Teniendo en cuenta que los proyectos de interés provienen del antiguo inventario hidroeléctrico preparado en 1979 ­es decir, un estudio que se realizó aplicando la práctica imperante en la década de 1970 y, en consecuencia, muy débil en lo referente a su evaluación de las asuntos sociales y ambientales- sería útil que el MEM llevara a cabo una revisión a fin de eliminar, en una primera etapa, aquellos proyectos que, por la complejidad y escala de su impacto social y ambiental, sean inaceptables conforme a los estándares vigentes en la actualidad. · Un compromiso explícito de los países involucrados en desarrollar los proyectos de acuerdo a estándares internacionales sólidos y probados para las salvaguardas ambientales y sociales, incluyendo aquéllas relacionadas con la población indígena y las comunidades locales. Dicho compromiso debiera incorporarse en un acuerdo formal intergubernamental de energía que debiera ser firmado por los países participantes, así también como en los contratos de concesión entre el Gobierno de Perú y cada uno de los desarrolladores de proyecto. Los estándares deben contemplar en particular los siguientes aspectos: evaluaciones ambientales, hábitats naturales, protección de bosques, patrimonio cultural, población indígena, reasentamiento involuntario, seguridad de las represas y cuestiones relacionadas con el uso de las aguas internacionales. · Un marco adecuado para el monitoreo y evaluación en las fases de preparación, construcción y operación de cada uno de los proyectos. Este marco debe incluir entes internos y externos/independientes. La participación de los paneles de expertos con especialistas de renombre internacional debe ser fundamental para tratar las complejas cuestiones sociales y ambientales, así también como la seguridad de las represas y otros temas de ingeniería de manera exhaustiva y objetiva. Idealmente, las funciones (y poderes) de estos grupos de supervisión debiera estipularse en los contratos de concesión y en el acuerdo intergubernamental. · Se debe realizar una consulta continua y abierta con las partes interesadas, adaptada a las necesidades sociales e institucionales de cada proyecto, durante toda la vida de los proyectos. Dicho proceso de consulta sería fundamental para la evaluación objetiva de los impactos sociales y ambientales, el diseño de los 24 planes de manejo ambiental, mitigación y reasentamiento, así como para el diseño e implementación de un mecanismo de reclamos. · Provisión de un presupuesto adecuado para cubrir todos los costos de mitigación ambiental y social que son razonablemente predecibles, incluyendo un acuerdo (incorporado en el contrato de concesión de cada uno de los proyectos) para financiar, con los ingresos del proyecto, los programas de manejo ambiental relacionados con la cuenca del río, incluyendo programas de protección de la cuenca hidrográfica. · Los contratos de concesión deben estipular también los mecanismos financieros para tratar los impactos no anticipados del proyecto, estableciendo las obligaciones del desarrollador del proyecto a fin de asegurar dichos mecanismos (por ejemplo, bonos, cartas de crédito). · Un sólido marco institucional de parte del gobierno y del desarrollador del proyecto para tratar todas las cuestiones de administración del proyecto. · Un plan para fortalecer la red hidrométrica del país, diseñada e implementada en coordinación con los distintos proyectos, teniendo en cuenta que la red es más débil en las cuencas de los ríos orientales. 2.4 Información Hidrometeorológica 56. El sólido diseño y evaluación económica de un proyecto hidroeléctrico descansa enormemente en la cantidad y calidad de la información básica, especialmente de los datos hidrológicos. De lo contrario, la cantidad de energía que ofrece un proyecto no podría ser estimado con un grado adecuado de certeza y los riesgos (técnicos y económicos) serían inaceptables. Así mismo, los requerimientos para un diseño y construcción firmes de un proyecto exigen información apropiada sobre eventos extremos, es decir, inundaciones y precipitación pluvial. Para dicho fin, es deseable contar con registros históricos de los flujos de río en el lugar del proyecto, de por lo menos cinco años (idealmente diez años) ­y mantener estaciones y registros continuos tanto como sea posible- complementados con datos hidrométricos de cuencas adyacentes e información meteorológica de la región. 57. Una conclusión importante del informe del Banco Mundial sobre Proyectos de Generación Hidroeléctrica de Pequeña Escala24 fue que existe la necesidad de fortalecer la red hidrometeorológica del país y el servicio que presta el SENAMHI al suministrar dicha información. Durante los últimos 25 años, la red ha sufrido una considerable reducción en su tamaño y calidad, reduciéndose de las aproximadamente 2,000 estaciones hidrometeorológicas que existían a comienzos de la década de 1980 a las 780 estaciones actualmente operadas por el SENAMHI (de las cuales sólo 176 miden los caudales de los ríos). La principal razón de esta reducción fueron las presiones pasadas del terrorismo, los desastres naturales (inundaciones, etc.) y las restricciones presupuestarias. 24 Banco Mundial, "Peru-Institutional and Financial Framework for Development of Small Hydropower", de próxima publicación (b). 25 58. Otro aspecto principal del problema de información hidrometeorológica en Perú es la creciente fragmentación de las actividades de recolección de datos, en particular desde la desregulación del sector eléctrico. Muchas más son las estaciones hidrometeorológicas que están siendo instaladas y operadas por empresas de electricidad privadas, empresas mineras y desarrolladores, además de las que son operadas por otras agencias gubernamentales.25 En virtud de lo que estipula la ley, el permiso para instalar y operar esas estaciones se debe solicitar al Gobierno y, también, la información recolectada debe estar a disposición del Gobierno. Sin embargo, en la práctica esto raras veces ocurre. Un centro de documentación para todos los datos hidrometeorológicos sería de enorme ayuda para quien tiene a su cargo el diseño de un proyecto hidroeléctrico. 59. Debido a las restricciones presupuestarias sobre personal, equipos (hardware) y programas (software) de computación para recolectar y procesar la información guardada, la obtención y utilización de los datos que provee el SENAMHI, pone de manifiesto numerosas deficiencias: excesivo tiempo requerido para obtener los datos, observaciones recientes no disponibles, y ausencia de información sobre cómo se obtuvieron los datos (en el caso de los datos de flujo, por ejemplo, la cantidad y frecuencia de las mediciones realizadas para derivar las curvas de clasificación y el rango de los niveles de agua y de descarga cubiertos) a fin de poder evaluar la confiabilidad y precisión de la información. 60. Si bien la falta de una red hidrométrica adecuada es un problema que afecta a todo el país, los proyectos están siendo diseñados de manera satisfactoria en regiones donde la información está disponible, complementada con los datos obtenidos a través de las estaciones instaladas por los desarrolladores de proyectos a su propio costo. La situación es más crítica en las cuencas orientales, donde existen planes para llevar a cabo desarrollos de gran escala y la información es extremadamente limitada. Se ha informado que Electroperú instaló una serie de estaciones en esta área a comienzos de la década de 1980, pero las mismas fueron desactivadas después de unos pocos años de funcionamiento. Teniendo en cuenta la magnitud de las inversiones planificadas, en el orden de los US$10.000 millones o más, los riesgos relacionados con la débil disponibilidad de la información básica son enormes. 61. Los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos (y el operador nacional del sistema energético, COES) forman un solo grupo de usuarios de la información hidrometeorológica. Otros grupos que utilizan dicha información son las organizaciones que participan en: (a) el riego y otras formas de agricultura, (b) el suministro de agua potable e industrial a las municipalidades y áreas rurales, (c) la eliminación de las aguas residuales y la contaminación ambiental, (d) las operaciones mineras, y (v) la protección del medio ambiente y conservación de la naturaleza. 25 Por otra parte, otros organismos nacionales y locales tales como el Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA), el Instituto Nacional de Desarrollo (INADE), y las oficinas regionales del Ministerio de Agricultura, y otros organismos dentro de éste ultimo Ministerio, continúan operando estaciones y compilando datos que no se guardan en ninguna estación central. 26 62. Dentro del contexto del crecimiento económico continuo del país se puede considerar, por lo tanto, que es ahora el momento apropiado para realizar una reorganización radical de la situación respecto de la medición, recolección y divulgación de la información hidrometeorológica. 63. Esa reorganización comprendería: · Una evaluación de los desafíos y necesidades, teniendo en cuenta los requerimientos del desarrollo en gran escala de los proyectos hidroeléctricos en el país y a todos los otros usuarios de agua. · Revisión exhaustiva de las responsabilidades del SENAMHI como centro de documentación de datos, y posiblemente de otros organismos gubernamentales. En este sentido, el Proyecto Hidrológico de India con apoyo del Banco Mundial26 podría servir de ejemplo de cómo se puede crear y operar en forma sostenible un Sistema de Información Hidrológica para el uso de todos los usuarios involucrados en la planificación y administración de los recursos hídricos, tanto públicos como privados. · Modificaciones en la legislación (o implementación de las leyes actuales) respecto de la propiedad de las observaciones hidrometeorológicas por parte de organizaciones privadas, con el propósito de asegurar que los datos estén disponibles para el público una vez que dejen de ser de naturaleza confidencial. 64. Un conjunto de recomendaciones técnicas para fortalecer la red hidrometeorológica se presenta en el Anexo 2. 2.5 Conclusiones de la Evaluación Técnica 65. La evaluación técnica de la muestra de proyectos indica que existe un número importante de proyectos hidroeléctricos con concesiones definitivas que son técnicamente sólidos y cuya construcción podría comenzar en el corto plazo. La preparación de estos proyectos ha sido posible mediante la disponibilidad de buena información básica y de la capacidad técnica nacional. La mayoría de los proyectos en preparación son del tipo de pasada, siguiendo la tradicional tecnología peruana, es decir, centrales de escala mediana con caídas altas, estructuras subterráneas y pequeñas presas de derivación que a menudo tienden a tener un impacto ambiental limitado. Desde el punto de vista técnico, estos proyectos, que podrían sumar más de 1,000 MW, podrían ponerse en operación en o alrededor del período 2012-2014. Estos proyectos, sumados a otros proyectos de características similares que se encuentran en una etapa más temprana de preparación, constituyen una de las principales opciones disponibles para que el país desarrolle una economía con bajo nivel de carbono. Hay también un conjunto de proyectos hidroeléctricos con concesiones temporales (que sumarían 4,300 MW adicionales) los cuales, si demuestran ser técnica y económicamente sólidos, podrían hacer un aporte significativo para satisfacer la demanda eléctrica del país a partir del año 2015 en adelante. 26 "Hidrology Project Phase II," Documento de Evaluación del Proyecto (PAD No. 28140-N) con un préstamo propuesto al Gobierno de India, Banco Mundial, julio 19, 2004. 27 66. El eventual desarrollo de proyectos de mayor envergadura en la cuenca oriental del Amazonas plantea un desafío ambiental y social sin precedentes que está asociado a su gran escala, la fragilidad de los ecosistemas y la vulnerabilidad de las personas que se verían afectadas. La información hidrológica limitada es una restricción así como lo es un entorno institucional débil. Un desarrollo sostenible a gran escala del potencial de las cuencas orientales, demandará un cuidadoso enfoque que debe incluir una mejora en la disponibilidad de información básica, y un marco más firme para tratar las complejas cuestiones sociales y ambientales y garantizar un proceso de consulta abierto y legítimo. El fracaso de estas acciones podría tener efectos catastróficos e impedir el desarrollo de este valioso recurso. Perú se podría beneficiar con la experiencia de otros países (por ejemplo, el proyecto Nam Theun 2 en la República Democrática Popular de Laos) en la administración exhaustiva y transparente de los riesgos que tienen origen en los proyectos hidroeléctricos de gran escala. 67. Existe gran incertidumbre sobre el posible impacto del cambio climático en los patrones climáticos de Perú y su ciclo hidrológico. Si bien hay mediciones tangibles de este impacto en los glaciares en recesión, la comunidad científica aún tiene que comprender mejor lo que parece ser el principal efecto: el impacto en los patrones de precipitación pluvial. Así mismo, es importante recalcar que el período de interés para las decisiones de inversión relativas a los proyectos hidroeléctricos (que está limitado a 30 ó 40 años, es decir la vida económica de un proyecto nuevo), podría diferir del horizonte a más largo plazo del proceso del cambio climático. La recesión de los glaciares es un evento que requiere mayor investigación para comprender mejor el aporte de los glaciares como reservorios naturales y la naturaleza del actual proceso de derretimiento. Una evaluación preliminar de su impacto en la producción hidroeléctrica de energía sugiere que el mismo podría ser limitado, dado el reducido número de proyectos que se alimentan significativamente de los glaciares. Se han identificado dos medidas de adaptación: (a) la construcción de pequeñas represas en las cuencas superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural perdido; y (b) compensar las pérdidas de energía mediante la compras de energía en el mercado spot, muy probablemente energía de origen térmico. 68. Los intereses del Gobierno en el desarrollo en mayor escala de los proyectos hidroeléctricos hace que sea esencial fortalecer la calidad de los Estudios de Impacto Ambiental y los procesos de consulta y obtención de permisos, a fin de asegurar un adecuado equilibrio entre los objetivos económicos, sociales y de protección ambiental del país. 69. Teniendo en cuenta el potencial de la generación hidroeléctrica en el país, los intereses de grupos públicos y privados en el desarrollo de este potencial para satisfacer la demanda de energía de una economía en rápido crecimiento y la falta de una red hidrométrica apropiada, es fundamental proceder a una reorganización radical de dicha red. Esta tarea debe incluir medidas relacionadas con la medición, recolección y divulgación de la información hidrometeorológica. 28 Recuadro 2.1 El Proyecto Nam Theun 2 en la RDP de Laos El Proyecto Hidroeléctrico Nam Theun 2: Lecciones de un nuevo enfoque comercial Antecedentes: La RDP de Laos es un país pequeño sin salida al mar ubicado en el centro de la dinámica región del Mekong. Para vencer la pobreza, el país necesita crecer y el Gobierno de Laos (GoL) se ha embarcado en una estrategia de reducción de la pobreza. El Proyecto Nam Theun (NT2) de US$1.450 millones complementa este esfuerzo. El proyecto refuerza el programa de reforma del GoL y ayuda a mantener el camino del desarrollo elevando los ingresos mediante exportaciones hidroeléctricas a Tailandia, ambiental y socialmente sostenibles, que se aplicarán para financiar programas de reducción de pobreza. El Banco adoptó un nuevo Enfoque Comercial en el Proyecto NT2. La meta no era solamente conseguir que este proyecto de envergadura estuviera listo para el país, si no hacer que el país estuviera preparado para el proyecto. Por lo tanto, su preparación incluyó una amplia estrategia de identificación y mitigación del riesgo. Se fortalecieron las características técnicas del proyecto, se activaron las 10 políticas de salvaguardas del Banco, y se fortaleció el proceso de consultas y comunicaciones para cumplir con las demandas de un entorno desafiante. La preparación del NT2 se focalizó en un Marco de Decisiones que se basaba en tres pilares: a) la implementación de parte del GoL de una estrategia y programa de desarrollo caracterizados por la acción concreta sobre la reducción de la pobreza y la protección del medio ambiente; b) que el desarrollador y el GoL aseguraran que los aspectos técnicos y económicos del proyecto, y la implementación de las políticas de salvaguarda, cumplieran con normas internacionalmente aceptables; c) que el gobierno obtuviera amplio apoyo de los donantes internacionales y de la sociedad civil. A medida que se lanzaba el nuevo enfoque, se intensificaron los grupos de supervisión. Los grupos de supervisión integrados por expertos independientes desempeñaron un rol activo; estos grupos incluyeron al Grupo Internacional de Asesoramiento, que reportaba al Presidente del BM, así como el Panel Ambiental y Social de Expertos y el Panel de Revisión de la Seguridad de la Represa que asesoraba al GoL. El apoyo del Grupo del Banco Mundial al NT2 está compuesto por tres componentes: a) una central hidroeléctrica con una capacidad instalada de 1,070 MW que suministra energía para exportar a Tailandia, y 75 MW adicionales para uso interno; b) administración del impacto ambiental y social del proyecto en la meseta de Nakai, en la cuenca hidrográfica y en las áreas aguas abajo de los ríos Nam Theun y Xe Bang Fai; y c) planes de control y evaluación destinados a cumplir con firmes prácticas de ingeniería, responsabilidades fiduciarias, y los requerimientos de supervisión de las instituciones financieras en debida forma. La preparación del proyecto NT2 condujo a varios resultados aconsejables, incluyendo: · fortalecimiento de la administración de los impactos ambientales y sociales (las 10 políticas de salvaguarda del Banco fueron desencadenadas por el proyecto NT2), un aspecto que ha asediado a numerosos proyectos hidroeléctricos, a través de características de diseño mejoradas relacionadas con la mitigación del riesgo, financiamiento, participación, control y evaluación; · creando un compromiso constructivo entre el gobierno, los socios regionales, las poblaciones locales y otras partes interesadas clave, incluyendo el sector privado y la sociedad civil, construyendo propiedad, calidad, participación y consenso, y logrando un alto grado de transparencia y divulgación; y · formulando una manera aceptable en la que las rentas del recurso natural se podían extraer y aplicar en forma transparente a la reducción de la pobreza, por ende evitando la "maldición del recurso natural". El nuevo enfoque comercial ha desatado cambios fundamentales en la RDP de Laos. Las poblaciones locales ahora tienen voz en el diseño de los proyectos y los funcionarios de Laos están ahora bien posicionados para negociar otros negocios, incluyendo varios proyectos hidroeléctricos regionales nuevos. La experiencia del proyecto NT2 ha hecho que el país sea más competitivo, más atractivo y más transparente. 29 3. FUNDAMENTO ECONÓMICO DEL DESARROLLO HIDROELÉCTRICO: ANÁLISIS ECONÓMICO 70. Como parte de la evaluación del potencial rol de la energía hidroeléctrica en Perú, es fundamental demostrar que los proyectos hidroeléctricos constituyen una de las opciones de menor costo para la generación eléctrica, sobre una base económica. Esto se analizará en este capítulo llevando a cabo el análisis costo-beneficio del mismo conjunto de proyectos que se analizaron desde el punto de vista técnico en el Capítulo 2. En el presente capítulo, el análisis costo-beneficio se desarrollará desde el punto de vista del país en su conjunto, sin tener en cuenta alternativas de financiamiento e impuestos (el análisis desde un punto de vista financiero, que incluye las opciones de financiamiento, se desarrollará en el Capítulo 4.). 71. Cuando se analiza la viabilidad económica de los proyectos hidroeléctricos es esencial tener en cuenta las distorsiones introducidas por el precio muy bajo del gas natural para uso doméstico, incluyendo la generación de energía. El precio del gas natural, uno de los más bajo del mundo, fue aplicado por el Gobierno de Perú con el propósito de promover el uso del gas natural disponible ante el desarrollo del yacimiento Camisea en el país. Por su bajo precio, el gas natural se convirtió en el combustible preferido para la generación eléctrica durante los últimos diez años. No obstante, en el análisis económico de la generación hidroeléctrica, será necesario tener en cuenta el valor económico del gas. 3.1 Metodología 72. El análisis económico de los proyectos hidroeléctricos descansa en las estimaciones de los costos de capital revisados en la evaluación técnica de los proyectos, en las estimaciones de los costos de operación, y en la propuesta de que los beneficios están definidos por los costos evitados en centrales a gas. Se supone que ante la ausencia del proyecto hidroeléctrico, la energía y capacidad equivalentes serían provistas por una combinación de proyectos con centrales de ciclo abierto y de ciclo combinado a gas. 73. En la actualidad, la combinación de proyectos de ciclo abierto y ciclo combinado a gas en Perú está distorsionada por el precio muy bajo del gas, lo que resulta en una proporción mucho mayor de proyectos de ciclo abierto que lo que sería el caso a precios del gas más realistas. El precio bajo del gas también resulta en un uso poco económico del gas natural, dado el bajo nivel de eficiencia de las turbinas de combustión de ciclo abierto (OCCT), y la capacidad adicional no aprovechada que se podría alcanzar al cerrar el ciclo térmico a través de turbinas de combustión de ciclo combinado (CCGT). 74. En un sistema térmico de energía bien diseñado, las OCCT no funcionarían más de 2-4 horas por día, y las CCGT proveerían el resto. La combinación de las capacidades de las OCCT y CCGT, equivalente a la capacidad firme de un proyecto hidroeléctrico, puede ser derivada, y se utiliza para calcular el beneficio de capacidad evitado (el costo de capacidad promedio ponderado), y el beneficio de energía equivalente evitado (costo variable promedio ponderado de generación) de un proyecto hidroeléctrico. Los 30 supuestos para el cálculo de un costo evitado para una central hidroeléctrica típica se detallan en el Anexo 3. 3.2 Precios del Gas Natural en Perú 75. Los precios del gas natural para la generación en Perú se encuentran entre los más bajos del mundo (Cuadro 3.1), en gran medida resultantes de la política de precios que estableció un tope al precio en boca de pozo en Camisea para la generación de energía eléctrica. Cuadro 3.1 Precios del Gas Natural (Gasoducto) - 2008 Precio del gas, $/mmBTU Perú, ver detalles en Cuadro 3.2 2.15 Vietnam, complejo Phu My 3.20 Georgia (importaciones desde GAZPROM) 3.50 Vietnam, Ca Mau CCGT(1), 2008 6.00 Azerbaijan (importaciones desde Rusia) 6.77 (1) Fórmula del precio en US$/mmBTU= US$1.17(para transporte) + US$0.45 (Singapur precio spot para fuel oil como US$/mmBTU 76. Los precios de 2008 que fijó OSINERGMIN para los generadores térmicos que utilizan gas de Camisea se muestran en el Cuadro 3.2. El promedio que se utiliza en este informe como el precio actual (financiero) del gas es US$2.15 /mmBTU. Cuadro 3.2 Precios Regulados del Gas para la Generación Térmica en el Área de Lima (US$) Santa Ventanilla Chilca Kalpa Rosa Precio en Camisea 1.3065 1.3753 1.3753 1.3961 Transmisión 0.7398 0.7398 0.7392 0.7402 Distribución 0.1218 0.1218 (Chilca-Lima) Total 2.1681 2.2369 2.1145 2.1363 77. Estos precios (financieros) son extremadamente bajos. Es probable que el precio económico del gas a largo plazo en Lima, pertinente para calcular la viabilidad económica de los proyectos hidroeléctricos potenciales, sea significativamente mayor. 3.3 Valor Económico del Gas Natural en Base a los Valores Netback 78. Se estimó el costo económico del gas natural a largo plazo en Perú mediante un método de valor netback.27 Esto es, una estimación del valor del gas natural en sus usos alternativos: el precio máximo que distintos tipos de consumidores estarían dispuestos a pagar por el gas. Esto implica el uso de dos métodos distintos: 27 "Peru Natural Gas Study", Anexo 4: Valoración del Gas, 2008, informe borrador, Banco Mundial. 31 · Una estimación en base al costo de un sustituto relevante (en el uso industrial, residencial, actividades comerciales). Netback estimado como el precio máximo que los consumidores estarían dispuestos a pagar por el gas antes de cambiar a otra fuente de energía. · Cuando no hay sustituto, en base al valor de la producción (petroquímicos, gas natural licuado [LNG]). Aquí, el netback se computa como el valor del producto menos los costos relacionados con la producción del producto específico (para LNG, una estimación del precio futuro Henry Hub28 menos los costos de transporte, licuación, gasificación). 79. La conclusión del análisis del netback fue que el Gas Natural Licuado (LNG) y las exportaciones petroquímicas, tienen los valores netback más bajos entre los usos alternativos. Estos valores están alrededor de US$3.1/mmBTU en boca de pozo (Camisea), para un escenario base de largo plazo cosistente con precios del petróleo crudo de US$75/bbl.29 Para obtener el valor del gas para la generación eléctrica, se deben sumar los costos económicos del transporte (1.3 US$/mmBTU)30 desde Camisea hasta los complejos generadores de electricidad a gas de Lima. 80. Los precios económicos resultantes del gas natural para la generación eléctrica en el área de Lima se muestran en el Cuadro 3.3 como función de los escenarios de los precios del petróleo, que a su vez están vinculados con los precios de Norteamérica para el LNG. Si bien en los últimos meses pareciera que se ha roto el vínculo entre los precios del petróleo y del gas natural, estos productos tienen vínculos inherentes en su producción y consumo (como combustibles que compiten) y, por lo tanto, independientemente de las volatidades de corto plazo de los precios de cualquier combustible, mantienen una sólida relación a largo plazo. La evaluación económica de las centrales hidroeléctricas ­cuya vida económica es de 25 años o superior- se basa en estas tendencias de largo plazo. Cuadro 3.3 Valor Económico del Gas Natural Precio del Precio económico del gas petróleo (LNG exportación neto) US$/bbl US$/mmBTU 37 2.14 (precio del gas actual) 75 4.4 100 5.9 125 7.3 28 El Henry Hub es el mayor mercado centralizado spot y de futuros para el gas natural en los Estados Unidos. 29 Valor equivalente a la proyección de largo plazo más reciente para los precios del petróleo del Banco Mundial. Si bien la extrema alta volatilidad de los precios del petróleo de los últimos 12 meses puede sumar confusión al desafío analítico, la estimación de los netbacks de gas, y el consiguiente análisis económico de los proyectos hidroeléctricos, son ejercicios a largo plazo que se focalizan en la mitad de la década de 2010 y en adelante. Desde este punto de vista, un precio del petróleo de US$75/bbl se considera un supuesto sólido para ese período. 30 Esta cifra incluye los costos de capital más los costos variables. Por el contrario, la cifra menor de US$ 0.74/mmBTU que se muestra en la Cuadro 3.2, y se utiliza en el Capítulo 4, se refiere a los precios regulados y subsidiados, es decir, al costo financiero. 32 81. La Figura 3.1 muestra una curva de demanda para el gas natural para un período de 25 años, incluyendo todos los usos del gas, con excepción de la demanda de energía, es decir, la curva refleja la disponibilidad a pagar por el gas en el caso que no se lo use para la generación de energía eléctrica. Los precios corresponden a los valores netos del gas para diferentes usos, comenzando (en la parte superior) con el gas natural para vehículos (VNG) y pasando subsiguientemente al sector residencial, comercial y pequeña industria, gran industria, y LNG y petroquímicos (úrea). Es importante hacer notar que si bien el valor netback del gas natural comparado con el LNG está directamente relacionado con los precios del LNG en Norteamérica, cuando se lo compara con su uso en la gran industria y petroquímicos (los otros dos usos del gas que rinden valores netback bajos), el valor netback del gas es función directa de las otras dos variables: los precios del fuel oil y la úrea, respectivamente. Figura 3.1 Curva de Demanda para el Gas Natural Netback en la Central de Generación (US$3.1+US$1.3 Costos de Transporte) = US$ 4.4/mmBTU 14 12 10 8 US$mmBTU 6 4 2 0 0 2 4 6 8 10 Demanda Acumulada (Trillones de pies cúbicos [TCF] en 25 años) 3.4 Aspectos Económicos de la Generación Eléctrica en Centrales a Gas 82. Tal como se mencionara en el Capítulo 2, los costos de construcción de los proyectos hidroeléctricos fueron ajustados a precios de principios de 2008. A fin de realizar una comparación válida, es importante que los costos de las OCCT y CCGT se evalúen sobre una base similar. 83. El Banco Mundial recientemente ha preparado un estudio exhaustivo de los costos de inversión en centrales eléctricas.31 El Cuadro 3.4 muestra los costos para una planta de 140 MW de ciclo combinado en base a turbinas de gas tradicionales a los niveles de precio de enero de 2008. Rumania tiene los costos más bajos a US$1,140/kW. 31 URS, "Study of Equipment Prices in the Energy Sector", Banco Mundial, Washington D.C., 2008. 33 Cuadro 3.4 Central de Ciclo Combinado de 140 MW (US$ millones a precios de enero de 2008) EE.UU India Rumania OEM precio(1) 99.7 99.7 99.7 Total costo central 192.1 159.5 155.4 (como US$/kW) OEM 730 730 730 Balance de la planta 680 440 410 Total 1,410 1,170 1,140 OEM como % del 51% 62% 64% total (1) FOB, excluída la mano de obra de instalación. Fuente: URS, op.cit. Cuadro 6.4 84. Los costos correspondientes a una central de ciclo abierto se muestran a continuación en el Cuadro 3.5. Cuadro 3.5 Central de Ciclo Abierto de 150 MW(1) (US$ millones a precios de enero de 2008) EE.UU India Rumania OEM precio(2) 34.0 34.0 34.0 Total costo planta 76.3 64.1 68.7 (como US$/kW) OEM 240 240 240 Balance de la planta 190 200 240 Total 530 440 480 OEM como % del 45% 54% 50% total (1) Turbinas de gas tradicionales; (2) FOB, excluída la mano de obra de instalación Fuente: URS, op.cit. Cuadro 6.3 85. Estos costos son significativamente más altos que el costo de capacidad que utiliza OSINERGMIN como base para el cálculo del cargo por capacidad en la tarifa de generación. La práctica de OSINERGMIM es tomar el costo promedio expresado en US$ de las turbinas de ciclo simple en los últimos 5 años, con las estimaciones para el cálculo de los cargos por capacidad a mayo de 2007 que se muestran en el Cuadro 3.6. Evidentemente, el método de OSINERGMIN no otorga un peso adecuado al balance de costos de la planta, ni tampoco refleja razonablemente el costo de capital de construir un proyecto en un lugar nuevo, especialmente en un mercado que ha mostrado una alta volatilidad en los últimos años. 34 Cuadro 3.6 Cálculo de OSINERGMIN para el Cargo por Capacidad Perú, India OSINERGMIN(1) (del Cuadro 2.3) OEM precio 33.2 Total costo central (como 6.5 US$/kW) OEM 189.6 240 Balance de la planta 37.0 200 Total 226.0 440 OEM como % del total 16% 54% (1) Excluyendo el IDC de US$2.7millones. Fuente: OSINERGMIN, Fijación de los Precios en Barra (período mayo 2007-abril 2008), Cuadro L.4 86. Con el interés de garantizar un resultado conservador, para el cálculo del costo evitado se supone un costo económico de capital de US$875/kW para la generación de electricidad con ciclo combinado a gas (en base al promedio de la estimación del estudio del Banco Mundial de US$1,150/kW y el muy citado costo de US$600/kW para las típicas CCGT de los estudios de planificación de generación eléctrica durante los últimos años), y de US$460/kW para las centrales de ciclo abierto (el promedio de las estimaciones para Rumania e India en el estudio del Banco Mundial). Los costos de generación eléctrica resultantes se muestran en el Cuadro 3.7, en base a factores de planta anuales del 65 por ciento,32 para una tasa de descuento del 12 por ciento. Cuadro 3.7 Costos de Generación a Factores de Carga del 65% Precio económico del Precio del Precio generación Precio generación gas (LNG neto petróleo CCGT OCCT exportación) US$/bbl US$ centavos/kWh US$ centavos/kWh US$/mm BTU 37 2.14 3.7 3.3 75 4.4 5.3 5.6 100 5.9 6.4 7.1 87. Al precio del gas actual, es evidente que existe poco incentivo para utilizar el ciclo combinado, puesto que el costo de generación de las centrales de ciclo abierto es considerablemente menor (3.3 centavos de US$ por kWh) comparado con las centrales de ciclo combinado (3.7 centavos de US$ por kWh) tal como se muestra en la Figura 3.2. El precio de equlibrio del gas, por encima del cual se justificaría el ciclo combinado, es de aproximadamente US$3.7/mmBTU. 32 En 2007, la central Chilca con OCCT y de 348 MW, generó 1,956 GWh, un factor de carga anual del 64%. Según los estándares normales, este es un factor de carga anual muy alto para un proyecto de ciclo abierto. El proyecto de ciclo combinado Ventanilla de 492MW, generó 2,919 GWh, un factor anual de carga del 67.7%. 35 Figura 3.2 Costos de Generación versus Precio del Gas y Petróleo A. Ciclo abierto B. Ciclo combinado 88. Las consecuencias del precio bajo del gas se pueden ilustrar de diferente manera tal como se muestra en la Figura 3.3, en la que se observan los costos de generación como una función del factor de planta anual. A los precios actuales del gas, la generación eléctrica con centrales de ciclo abierto es más económico que las de ciclo combinado en todo el rango de los factores de planta. Figura 3.3 Costos de generación OCCT versus CCCT, Precio actual del gas (US$2.14/mmBTU) 20 CCGT 15 UScents/kWh OCGT 10 5 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 annual load factor 89. Sin embargo, a un "precio económico del gas" de US$4.4/mmBTU, la operación con ciclo combinado es más económica a los factores de planta superiores al 50 por ciento (Figura 3.4). 36 Figura 3.4 Costos de Generación OCCT versus CCCT, Precio Económico del Gas (US$4.4/mmBTU) 3.5 Análisis Económico de los Proyectos de la Muestra 90. Se realizó un análisis económico para los proyectos de la muestra que se detallan en el Capítulo 2. Además de la valuación de los beneficios que se discutiera anteriormente, se han definido los siguientes supuestos para los costos: · Desembolsos de construcción: La mayoría de los proyectos tienen un plazo de construcción de tres años; en el año uno se desembolsa el 33 por ciento del total de la inversión, en el año dos el 26 por ciento, y en el año tres el 41 por ciento. · Costos operativos: Considerados como el 1.5 por ciento del costo de capital (overnight), sujeto a un monto mínimo de US$1 millón/año. Figura 3.5 Beneficios de los Proyectos de la Muestra versus el Ratio Capacidad Firme y Capacidad Instalada 37 91. Beneficios. La Figura 3.5 muestra el nivel promedio de los beneficios, en centavos de US$ por kWh, para los diez proyectos de la muestra. Los mismos varían entre un valor bajo de 4.5 centavos de US$ por kWh y un valor alto de 6 centavos de US$ por kWh. La principal variable que explica este rango de variación es la capacidad firme que el proyecto ofrece al sistema, lo que determina la extensión de los beneficios de capacidad. Los proyectos No. 4 y No. 8 tienen capacidades firmes inferiores al 50 por ciento de su capacidad instalada, y por lo tanto otorgan un beneficio menor por kWh. 92. Los resultados del análisis económico costo-beneficio se pueden mostrar bajo la forma de una curva de oferta, que muestra la capacidad instalada acumulada a un costo de producción dado. Tal como se muestra en la Figura 3.6, solamente dos proyectos tienen costos de construcción por debajo del costo de generación de energía a gas (al actual precio del gas de US$2.15/mmBTU, equivalente a US$37/bbl). No obstante, a un precio económico del gas natural de US$4.4/mmBTU (correspondiente al escenario del precio del petróleo de US$75 por barril), 8 proyectos, con un total de 1,117 MW, ofrecen costos económicos de producción inferiores al precio de la generación de energía a gas. Si el precio económico del gas desciende a US$3.7/mmBTU (para un escenario de precio del petróleo de aproximadamente US$60 por barril), 7 proyectos que totalizan 1,020 MW superarían la tasa crítica de rentabilidad. Figura 3.6: Curva de Oferta de Proyectos Hidroeléctricos Costos de Producción de Electricidad 93. Que un proyecto con bajos costos de producción sea económico también depende de los beneficios (costos evitados), que se incorporan en el cálculo de la tasa económica de retorno (ERR). En la Figura 3.7 se muestran los 9 proyectos (1,201 MW) que tienen 38 una ERR superior a la tasa crítica de rentabilidad del 12 por ciento33 al precio económico del gas. Figura 3.7 Curva de Oferta (como Tasa Económica de Retorno, ERR) 94. El recuadro en la Figura 3.8 muestra los proyectos que cumplen con la tasa crítica de rentabilidad del 12 por ciento y que tienen costos de producción inferiores a la generación a gas, es decir 8 proyectos que representan 1,024 MW y 5,280 GWh. Figura 3.8 Costos de Producción y ERR 33 Tasa crítica de rentabilidad que utiliza el Ministerio de Economía y Finanzas para las inversiones públicas. (La tasa crítica de rentabilidad es la tasa de retorno requerida en un análisis de flujo de fondos descontados, por encima de la cual una inversión tiene sentido y por debajo de la cual no lo tiene.) 39 95. Los resultados del análisis económico son sensibles ante los costos de capital asumidos. Un incremento del 20 por ciento en el costo de capital reduce los proyectos económicos de 8 (1,024 MW) a 3 (510 MW), a US$75/bbl y a un precio del gas de US$4.4/mmBTU (Figura 3.9). Figura 3.9 Impacto de un incremento del 20% en los costos de capital 3.6 Beneficios Ambientales Locales 96. En principio, el análisis económico debiera tener en cuenta los costos evitados del daño ambiental local de la generación de energía con combustibles fósiles que estaría desplazando ­y en verdad en numerosos países, más notablemente en China­ los costos de los daños resultantes especialmente de la generación de energía eléctrica a carbón, constituyen un incentivo principal para los proyectos hidroeléctricos y de energías renovables (en los que el beneficio puede ser de US$1 centavo/kWh). 97. Sin embargo, en Perú la mayor parte de la generación térmica está ubicada en una zona escasamente poblada ubicada aproximadamente a 60 km al sur de Lima. La generación de electricidad con centrales a gas no produce emisiones de partículas contaminantes ni de óxido de azufre significativas, y únicamente las emisiones de NOx plantean una mayor preocupación. Pero con la baja densidad poblacional en el área y el régimen climático que predomina con brisas en tierra y mar (las emisiones soplan hacia el océano, o hacia el área montañosa escasamente habitada del este, en lugar de ir hacia el norte hacia la zona metropolitana de Lima), no existe evidencia de emisiones del sector eléctrico que causen daños a la salud de los seres humanos o consecuencias relacionadas con la lluvia ácida en la agricultura o edificios. La misma ciudad de Lima está sufriendo mayores problemas de contaminación del aire, pero ellos son el resultado de las emisiones de los automóviles que tienen órdenes de magnitud superiores a las emisiones de las centrales eléctricas. 40 98. Ante la ausencia de alguna evidencia sobre estimaciones confiables de los costos de daños que deriven de la generación de energía eléctrica en Perú, no existen razones para incluirlos en el análisis económico. 3.7 Beneficios Ambientales Globales 99. No obstante, en el caso de las emisiones evitadas de GEI (gases de efecto invernadero), los beneficios relevantes son fácilmente cuantificados. Las emisiones de carbono evitadas se valúan en US$15/tonelada de CO2, con un factor de emisión de 0.57 Kg/kWh, en base al registro recientemente aprobado del CDM para Caña Brava.34 100. Se supone que estos beneficios se mantienen durante toda la vida útil del proyecto, es decir independientes de cualquier supuesto sobre la renovación del Protocolo de Kyoto en 2012 y la capacidad de los proyectos de energías renovables de vender las emisiones de carbono en los mercados internacionales de bonos de carbono. 101. Los resultados se muestran en la Figura 3.10. Los beneficios de las emisiones evitadas de GEI son puramente una función de la energía total, y por lo tanto, su mayor impacto tendrá lugar en las centrales que tengan los factores de planta más altos. La ERR adicional oscila entre 1.8 por ciento y 3.1 por ciento, y dos proyectos (No. 6 y No. 7) se convierten en económicamente viables como resultado de haber incluido estos beneficios (es decir, la tasa crítica de rentabilidad es superada al incluirlos). Figura 3.10 Impacto de los beneficios de las emisiones evitadas de GEI en la ERR 34 El factor de emisión base para los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala de Caña Brava de 5.67 MW, es de 0.56927 kg CO2/kWh (Caña Brava CDM Project Design Document). 41 3.8 Los Impactos Negativos del Cambio Climático 102. Si bien la cuantificación de los beneficios del cambio climático relacionados con la generación hidroeléctrica son fácilmente cuantificados (puesto que el mercado global de créditos de carbono actúa como un indicador para los beneficios monetarios), la cuantificación de los impactos negativos potenciales del cambio climático en la generación hidroeléctrica es más difícil, y los impactos están sujetos a altos niveles de incertidumbre. Aunque algunos efectos ya se observan, especialmente la reducción de los flujos en las centrales hidroeléctricas o los proyectos que se alimentan del derretimiento de los glaciares, otras consecuencias potenciales ­tales como los posibles cambios en los patrones de precipitación pluvial- podrían tener un impacto mucho más importante, positivo o negativo. No obstante, estos impactos no pueden cuantificarse en esta etapa dado que existe un gran nivel de incertidumbre sobre la naturaleza y magnitud de dicho impacto. 103. Solamente dos de los diez proyectos evaluados se alimentan con un importante aporte de agua proveniente de los glaciares. En esos casos, la consecuencia más factible es que, una vez que desaparezcan los glaciares, se reducirán los flujos durante la estación seca. Esto tiene implicancias potencialmente más serias para las centrales de paso sin almacenamiento diario, dado que las centrales con reservorios diarios podrán continuar generando en horas de punta durante la estación seca. De hecho, debido a esta ventaja económica, la mayoría de los proyectos son diseñados con estructuras apropiadas para el almacenamiento diario. Para esas centrales, la generación en horas de punta (cuyo beneficio económico es mayor) no es mayormente afectada, teniendo lugar la reducción durante las horas fuera de punta. Esto ya se observa en los patrones históricos de generación durante los años secos: la generación eléctrica en hora de punta prácticamente no sufre cambios como se muestra en la Figura 3.11 para una simulación de generación en un proyecto que es alimentado considerablemente con agua de los glaciares. Figura 3.11 Generación anual de punta y fuera de punta, proyecto típico 42 104. El Cuadro 3.8 muestra los resultados de un cálculo ilustrativo en el que se asume que durante la estación seca los flujos se reducen en un 20 por ciento. En este caso, el factor de planta anual disminuye del 61 al 55 por ciento, con una reducción en la ERR del proyecto del 14.7 por ciento al 13.7 por ciento. Cuadro 3.8 Impacto potencial de los flujos reducidos de la estación seca en el proyecto típico Flujos Base reducidos ERR 14.7% 13.7% Costo de producción, US$centavos/kWh 4.34 4.75 Factor de carga 0.61 0.55 Generación anual, GWh 775 705 3.9 Conclusiones del Análisis Económico de los Proyectos Hidroeléctricos 105. El análisis económico indica que los proyectos hidroeléctricos siguen siendo económicamente viables aún con la reciente escalada de costos, cuando los precios del gas natural reflejan su valor económico en usos alternativos. En la muestra de proyectos que se analizara, todos ellos en un estado bastante avanzado de preparación, aproximadamente 1,020 MW son económicamente viables si se valor del gas a su costo económico (costo de oportunidad) es alrededor de US$4.4/mmBTU. Comparado con los proyectos a gas, el costo económico de los proyectos hidroeléctricos es aproximandamente de US$1 centavo/kWh más económico, esto implicaría un ahorro del orden de US$50 millones por año en caso que se implementaran dichos proyectos. Estos resultados no son muy sensibles al valor económico del gas; si este valor descendiera un 15 por ciento (a US$3.7/mmBTU), sólo uno de los ocho proyectos dejaría de ser económicamente atractivo. 106. Al actual precio del gas (US$2.14/mmBTU), los proyectos hidroeléctricos no serían competitivos. No obstante, como la futura ampliación de los proyectos a gas está restringida por los límites de capacidad del gasoducto Camisea, las nuevas centrales a gas deberán hacer frente a los mayores costos de producción de los nuevos yacimientos de gas más o los costos de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso que las centrales se encuentren ubicadas en los yacimientos de gas, al correspondiente costo de la capacidad de transmisión adicional hasta los principales centros de carga. 107. Desde la perspectiva de la eficiencia, la respuesta de política más deseable es fijar el precio del gas a su valor económico en lugar de fijarlo a su costo financiero. Si bien este incremento del precio del gas puede ser políticamente inaceptable, el actual nivel de precios del gas para la generación de energía eléctrica no será sostenible en el futuro y, en consecuencia, será necesario revisar la actual política de precios. Cualquiera sea el impacto de dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de escasos recursos con bajos niveles de consumo sufrirían un impacto mucho menor por la equiparación del FOSE. 43 Recuadro 3.1: Impacto de la tarifa por ajustar el precio del gas a su nivel económico (2007) En 2007, las ventas en los mercados libres y regulados ascendieron a 24,716 GWh. La facturación total fue de US$1,830 millones (fila 6 del cuadro), para una tarifa promedio de US$7.4 centavos/kWh (fila 7). Impacto de los aumentos del precio del gas Precio del gas US$/mmBTU 2.14 3 4 4.4 Precio Precio actual económico 1 Alumbrado público [GWh] 656 2 Comercial [GWh] 4,651 3 Industrial [GWh] 13,649 4 Residencial [GWh] 5,759 5 Total [GWh] 24,716 6 Total Facturación US$m 1,830 7 Tarifa promedio US$centavos/kWh 7.40 8 Generación de gas [GWh] 7,313 7,313 7,313 7,313 9 Eficiencia térmica kcal/kWh 2,500 2,500 2,500 2,500 10 BTU/kcal 3.968 3.968 3.968 3.968 11 Costo de $/kWh 0.0213 0.0298 0.0397 0.0436 generación 12 Factura de gas US$m 156 218 290 319 13 Total facturación US$m 1,830 1,892 1,964 1,993 14 Incremento US$m 61.7 134.2 163.2 15 Tarifa US$centavos/kWh 7.40 7.65 7.95 8.06 16 Incremento en la US$centavos/kWh 0.25 0.54 0.66 tarifa 17 [%] 3.4% 7.4% 8.9% kcal = kilocaloría Fuente: OSINERGMIN, Anuario Estadístico 2007 Suponiendo que toda la generación a gas se realiza con centrales de ciclo abierto (las estadísticas de OSINERGMIN no proveen un desglose respecto de la generación de electricidad de la central de ciclo combinado Ventanilla), y a una eficiencia térmica promedio de 2500kcal/kWh, la factura de gas de 2007 (a un precio promedio de US$2.14/mmBTU) es de US$156 millones, es decir, el 8.5% de la facturación total. El cuadro muestra el incremento en la facturación del gas a niveles crecientes del precio del gas. Al precio económico de US$4.4/mmBTU, la facturación del gas ascendería a US$319 millones, resultando en un incremento promedio en la tarifa de US$0.66 centavos/kWh, o sea un 8.9 por ciento. Este es un cálculo del orden de magnitud destinado a analizar el impacto del ajuste del precio del gas basado en un enfoque de recuperación total (es decir, el principio básico de la política de precios peruana). Dos hipótesis simplificadoras (que la demanda del consumidor es inelástica respecto del precio y la falta de centrales de ciclo combinado más eficientes en el cálculo), sugieren que el incremento sería realmente inferior. Ante un aumento del precio, el consumo descendería levemente alcanzando el equilibrio a una tarifa más baja y, asimismo, un uso más eficiente del gas reduciría el aumento en la factura del gas. 44 4. VIABILIDAD FINANCIERA DE LOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS 108. El presente capítulo incluye una evaluación de la viabilidad económica de los proyectos hidroeléctricos en Perú dentro del actual contexto internacional. Con este fin, se evalúa un conjunto de proyectos hidroeléctricos prestando especial atención al impacto de las distintas opciones de financiamiento, desde una financiación puramente comercial hasta un proyecto tradicional del sector público con financiamiento de una IFI. Este capítulo analiza los riesgos relacionados con el financiamiento de proyectos hidroeléctricos así como también el impacto de la crisis financiera internacional. 4.1 Supuestos para el Financiamiento de Proyectos 4.1.1 Supuestos para el Financiamiento Comercial a Largo Plazo de Proyectos 109. La base para el financiamiento comercial a largo plazo posiblemente sea la curva de rendimiento relevante (la relación entre la tasa de interés y el vencimiento (t) de una deuda para una deuda y moneda dadas, y generalmente es una función creciente de t). Las curvas de rendimiento peruanas siguen las tendencias internacionales de la tasa de interés, y por ende han caído significativamente en los últimos meses; mientras en octubre de 2008 la tasa a 10 años en soles se encontraba en aproximadamente el 9.5 por ciento, a principios de febrero 2009, la tasa había bajado un 2 por ciento a aproximadamente el 7.5 por ciento (Figura 4.1).35 35 No obstante, este porcentaje es superior a las tasas típicas de 2007: en septiembre de 2007 la tasa a 10 años en soles era aproximadamente del 6%. 45 Figura 4.1 Curva de Rendimiento de Perú A. Enero 2009 B. Octubre 2008 3 Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas de Perú, Boletín Diario, 27 enero 2009 y 22 octubre 2008. 110. Para las opciones de financiamiento que involucran a las instituciones internacionales de financiamiento (IFI), la base para las tasas de interés se puede tomar de la tasa LIBOR a 6 meses.36 111. En el Cuadro 4.1, se observa que las tasas LIBOR han caído en el cuarto trimestre de 2008, y la tasa LIBOR US$ a 6 meses cayó del 4.17 por ciento al 1.62 por ciento. La tasa LIBOR Libras Esterlinas se ha reducido casi en un 4 por ciento en el mismo período.37 36 La volatilidad de la tasa LIBOR últimamente se ha comentado mucho en las noticias en el contexto de la crisis financiera internacional. Sin embargo, son las tasas LIBOR overnight las que han sido el foco de esa atención: estas tasas actualmente son inferiores en un 1 por ciento a las tasas a 6 meses. Tasas LIBOR overnight Oct 1 Oct 16 Ene 23 2008 2008 2009 Yen 1.16 0.87 0.220 US$ 3.79 1.93 0.236 Euro 4.26 3.75 1.125 Libra 4.96 5.17 1.530 Esterlina 37 Las tasas LIBOR se pueden ver en www.bba.org.UK 46 Cuadro 4.1: Tasa LIBOR a 6 meses 2008 2009 Ene 1 Oct 1 Oct 16 Ene 23 Yen 0.97 1.08 1.17 0.87 US$ 4.56 4.03 4.17 1.62 Euro 4.70 5.39 5.15 2.29 Libras esterlinas 5.85 6.39 6.31 2.37 112. Sin embargo, la tasa variable también se puede convertir en una tasa fija utilizando un swap de tasas de intereses,38 en el cual una serie de pagos a tasa flotante se convierte en una serie de pagos a tasa fija sobre la base de un principal teórico. Un swap de tasas de intereses es básicamente una serie de contratos a futuro por intereses futuros, de manera que el precio del swap estará relacionado con la curva de rendimiento. Por ejemplo, el 20 de enero de 2009, el Banco de la Reserva Federal cotizó un swap de tasas de intereses a 10 años (para una tasa LIBOR a 3 meses) al 2.89 por ciento.39 La curva de rendimiento correspondiente del Tesoro de EE.UU se muestra en la Figura 4.2: la tasa a 10 años es del 2.87 por ciento. Por lo tanto, para los fines del cálculo ilustrativo del financiamiento de la IFI en este capítulo, se utiliza 2.89 por ciento como la tasa de interés relevante.40 Figura 4.2: Curva de rendimiento del Tesoro de EE.UU (29 enero 2009) 38 Un swap de tasas de intereses de una tasa fija a una tasa flotante, comúnmente conocido como swap "plain vanilla", simplemente porque es la estructura que más comúnmente se encuentra. Estos derivativos pueden ellos mismos protegerse en los futuros swaps de tasas de intereses en la Bolsa de Valores de Chicago (Chicago Board of Trade). 39 Estas tasas se pueden ver en www.federalreserve.gov/releases/h15/update 40 Los swaps de tasas de intereses (y otros contratos de derivativos tales como los swaps de cobre en la Bolsa de Metales de Londres - London Metals Exchange), son utilizados por las grandes compañías mineras de Perú para proteger su exposición frente a las condiciones de los mercados volátiles. 47 4.1.2 Retornos de Capital Requeridos para los Proyectos Hidroeléctricos 113. Este informe utiliza una tasa crítica de rentabilidad del 17.5 por ciento para los retornos financieros, después de impuestos, para los proyectos hidroeléctricos, basada en las discusiones mantenidas con los posibles inversores de capital y gerentes de fondos que citaron retornos del 15-20 por ciento (ver Recuadro 4.1).41 Recuadro 4.1: Retornos de Capital Raras veces se revelan las tasas críticas de rentabilidad de la inversión de las empresas privadas, en parte porque estas tasas críticas de rentabilidad dependen de la percepción del riesgo que tiene el patrocinador del proyecto: cuanto más alto el riesgo, más alto el retorno al que se aspira. El principal riesgo de un proyecto hidroeléctrico en Perú, desde el punto de vista del inversor y de la entidad crediticia, es el riesgo de finalización; este riesgo disminuye gradualmente a medida que el proyecto avanza de la etapa del estudio de prefactibilidad al estudio de factibilidad, a la etapa del compromiso del cierre de la operación financiera y, luego, a través de las distintas etapas de construcción. Un inversor que aporta capital en la etapa del estudio de factibilidad detallado (que para proyectos hidroeléctricos de gran escala puede ser un monto considerable), espera un retorno mucho más alto que un inversor que participa al comienzo de la etapa de construcción (donde el grado de una verdadera sorpresa desde el punto de vista geotécnico es todavía en buena parte desconocido). Los fondos de activos y pensiones de Perú constituyen posibles fuentes de capital para los proyectos de infraestructura, y son menos reacios a determinar metas para los retornos, sobre los que se nos informó estaban en el rango del 15-20% (estando los proyectos nuevos en el extremo superior de este rango y la adquisición de activos operativos en el extremo inferior). Algunos gerentes de fondos expresaron la opinión de que mitigar los riesgos de finalización era considerado como un requisito de solicitar garantías de finalización y de la participación de empresas internacionales en las actividades de EPC, y no en tasas de retorno financieras más altas. Las empresas mineras y los conglomerados industriales tienen objetivos de inversión totalmente diferentes: para algunos, la inversión en proyectos hidroeléctricos es en gran parte una protección a largo plazo contra la posibilidad de déficits en el suministro de electricidad, los cuales, en caso de ocurrir, pueden tener un impacto devastador en las operaciones. Fuente: "Peru: Institutional and Financial Framework for Development of Small Hydropower,"Banco Mundial, en publicación. 41 Los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos con quienes se mantuvieron entrevistas, fueron renuentes a divulgar sus tasas críticas de rentabilidad como retornos financieros sobre el capital, pero uno de ellos citó una tasa mínima del 12 por ciento por lo que se entendió como "retorno financiero de los proyectos", es decir, un retorno incluyendo todos los impuestos y pagos de transferencia, y los beneficios medidos a la corriente real de ingresos (en vez de hacerlo a los precios económicos), pero independientemente de la estructura financiera. La credibilidad de la aseveración de que las decisiones se tomaron sobre la base de dichos retornos es difícil de evaluar, y se podría ver con escepticismo. De hecho, las discusiones mantenidas con los principales bancos comerciales pusieron de manifiesto el uso generalizado de los acuerdos de leasing para los proyectos térmicos y las líneas de transmisión (que, entre otras ventajas, efectivamente permiten la inmediata recuperación del Impuesto al Valor Agregado), de manera que las consideraciones de tipo impositivo para las grandes empresas mineras e industriales claramente representan un factor a tener muy en cuenta. 48 4.1.3 Otros Supuestos para el Análisis Financiero de Proyectos Hidroeléctricos 114. Para el análisis financiero también se formulan los siguientes supuestos generales: · Desembolsos de construcción: Los aportes de capital en la fase de construcción serán pari passu con la deuda. · Impuesto corporativo: La tasa estándar del impuesto corporativo es del 30%, y no hay exoneraciones ni tasas reducidas. Existen concesiones impositivas en la región de Loreto (Amazonas) para todos los proyectos, no sólo para los proyectos de energía eléctrica, pero esto requiere establecer una oficina corporativa en Loreto para calificar para dichas concesiones. · Depreciación: Tal como se especifica en el Cuadro 4.2 para un financiamiento convencional. No obstante, bajo las nuevas reglas se establece para la depreciación acelerada un plazo tan corto como el de 5 años para los proyectos hidroeléctricos. · "Canon"hídrico: Por lo general, el 1% de los ingresos por ventas. 0.6% se le paga a OSINERGMIN, 0.4% se le paga al MEM. · Comisiones de compra y de compromiso: Se suponen iguales a cero. · Requerimientos de la cuenta de garantía (escrow): No se consideran cuentas de garantía (escrow) ni para el mantenimiento mayor ni para el servicio de la deuda. Cuadro 4.2 Tasas de depreciación (años) Obras Civiles Mecánica y Eléctrica Leasing 5 2 Financiamiento 33 15 convencional · Aranceles de importación: Ninguno (los equipos para proyectos hidroeléctricos están exentos). · IGV: Si bien los plazos de construcción para los proyectos hidroeléctricos que se analizan en este informe son 2-3 años (y más cortos que el plazo nominal de 4 años bajo el que se permite la recuperación inmediata de este impuesto para los proyectos hidroeléctricos) dado que se entiende que el plazo de 4 años rige desde la fecha de concesión, en lugar del comienzo real de construcción, el IGV efectivamente se recupera en forma inmediata, y la tasa del IGV puede entonces considerarse como cero. 4.2 Tasa Interna de Retorno Financiera (FIRR) para el Proyecto Típico bajo las Recientes Condiciones del Mercado 115. Desde mediados y hasta fines de 2008, hubo un significativo aumento en los precios del mercado spot. Puesto que el sistema garantiza que el despacho siempre tendrá lugar en el caso de las centrales hidroeléctricas, esto ha dado lugar a sustanciales ganancias en lo que hace a los proyectos hidroeléctricos existentes, y a las expectativas entre los posibles desarrolladores de proyectos hidroeléctricos de que los precios futuros 49 harán que los nuevos proyectos hidroeléctricos sean financieramente viables (Figura 4.3). No está claro si esos altos precios persistirán en 2009. Figura 4.3: Precios de la Energía en el Mercado Regulado versus Costos de Energía Marginales:(1) horas de punta (1) Excluído el cargo por capacidad. Fuente: "Operación del Sector Eléctrico, Reporte Estadístico," OSINERGMIN, septiembre 2008 y diciembre 2007. 116. Los ingresos de un proyecto hidroeléctrico típico (tal como se define en la Recuadro 4.2) se estiman en base a los siguientes supuestos: · El 60 por ciento de las ventas en el mercado regulado, y el 40 por ciento en el mercado spot con precios basados en el promedio mensual de 2007. Estos corresponden a la participación en la energía firme y no firme en el proyecto típico.42 · No hay ingresos provenientes de los créditos de carbono. · Pagos por capacidad de OSINERGMIN.43 · Precio financiero promedio de 4 centavos de US$ por kWh. 117. No obstante, tal como se muestra en la Figura 4.4, los flujos de fondos en los primeros años son negativos y, aún con los incentivos, los plazos de reintegro son prolongados. La FIRR alcanzada está considerablemente por debajo de la tasa crítica de rentabilidad del 17.5 por ciento. 42 La energía anual firme de un proyecto hidroeléctrico está definida como la suma de los valores más bajos de la producción de energía para un período hidrológico de treinta años. La capacidad firme se computa para el mes más bajo teniendo en cuenta la capacidad de regulación diaria de la central específica. 43 Ver Cuadro 3.6 para el cálculo de este cargo. 50 Figura 4.4: Flujos de Fondos Anuales del Desarrollador, Financiamiento Comercial 118. A fin de reducir los costos (o aumentar la FIRR), se necesitan plazos más extensos que diez años para los préstamos. La Figura 4.5 muestra la reducción en el precio de energía requerido (manteniendo constante la tasa crítica de rentabilidad del 17.5 por ciento): incrementando el plazo del préstamo de 10 a 20 años, el precio de la energía disminuye considerablemente de 5.5 centavos de US$ por kWh a 4.8 centavos de US$ por kWh. Figura 4.5 Impacto de los plazos más extensos de los préstamos en el precio financiero total de la energía (Proyecto típico, financiamiento comercial, condiciones de la tasa de interés de enero 2009) 51 4.3 Análisis de Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroeléctricos bajo Distintos Escenarios Financieros 119. Cinco fueron los escenarios considerados para analizar el impacto de estructuras alternativas de financiamiento, tanto en la muestra de proyectos que se examinara en los Capítulos 2 y 3 como en el proyecto típico, como sigue: a) Financiamiento comercial común (financiamiento respaldado por el balance general de los patrocinadores corporativos; es decir, la única opción disponible en el pasado). b) Financiamiento del proyecto ­ Project financing (es decir, sin recurrir al financiamiento respaldado por el balance de los patrocinadores).44 c) Financiamiento de un banco de desarrollo (de conformidad con las líneas del modelo brasilero). d) Financiamiento de las IFI (combinado con financiamiento comercial). e) Financiamiento tradicional del sector público (solamente la IFI). 120. Los cálculos se presentan para el proyecto típico, y adoptan la forma del precio financiero total requerido por kWh producido para alcanzar la meta del retorno sobre el capital del 17.5 por ciento para un proyecto del sector privado (14 por ciento para un proyecto del sector público). Los cálculos incluyen también el precio necesario de la energía firme para lograr la tasa crítica de rentabilidad. Se supone que los pagos por capacidad se realizarán en forma separada, según la fórmula de OSINERGMIN (US$55/kW/año), y en base a estimaciones de la capacidad remunerable para cada proyecto, y que la energía no firme se vendería al precio del mercado spot. En otras palabras, los requerimientos totales de los ingresos necesarios para alcanzar la meta de la FIRR del 17.5 por ciento están compuestos por: · Ingresos procedentes de la energía firme (tal como se licite en las subastas propuestas) que representan el 60 por ciento de la producción del proyecto típico) · Pagos por capacidad · Ventas de energía no firme (40 por ciento de la producción) en el mercado spot 44 Se ha descrito al proyecto El Platanal como un "proyecto sin recurrir a los patrocinadores corporativos". Esa descripción realizada con eufemismo no puede disfrazar la realidad de que verdaderamente se trata de un financiamiento comercial. El verdadero project financing (como normalmente se entiende dicho término) no permite recurrir a los balances, o garantías, de los patrocinadores corporativos. Algunos IPP de proyectos hidroeléctricos de gran escala, en base al financiamiento del proyecto, cuentan con distintos tipos de garantías otorgadas por las IFI (tal como las otorgadas por el Banco Mundial y otras IFI al proyecto Nam Theun 2 de Laos), pero los agentes de préstamo no tienen recursos de los patrocinadores de los proyectos (salvo hasta el grado de su capital en el proyecto). 52 4.3.1 Financiamiento comercial (balance general) 121. Las condiciones típicas de un financiamiento normal en base al financiamiento respaldado por el balance general son las siguientes: · Tasa de interés: Curva de rendimiento más +2% de spread (para los clientes corporativos exclusivos) · Largo plazo: 10 años, incluyendo 3 años de gracia (plazo de construcción) · Deuda: Capital 75:25. · Expectativas de la FIRR: 17.5%. 122. Las tasas de interés han sido volátiles, por lo tanto los resultados que se muestran en el Cuadro 4.3 se presentan para tres condiciones diferentes de financiamiento; septiembre de 2007 (antes de la crisis financiera, cuando los peruanos aún estaban en una posición de liquidez relativamente buena); octubre de 2008 (en el punto máximo del colapso del sistema financiero global) y, en el momento de redactar este informe, finales de enero de 2009 (cuando las tasas de interés se encontraban nuevamente en declinación). El precio financiero total estimado a fines del mes de enero, para alcanzar la FIRR del 17.5 por ciento, es de 5.52 centavos de US$ por kWh, y el precio requerido para la energía firme es de 3.52 centavos de US$ por kWh, cuando el precio del mercado spot se supone que continúa las tendencias del período 2007-2008. Cuadro 4.3: Financiamiento respaldado por el balance general Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero 2009 Tasas de interés Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89% Curva de rendimiento de Perú [%] 6.00% 8.50% 7.50% Requerimientos de ingresos Cargo por capacidad US$m 5.29 5.29 5.29 Ventas mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78 Licitación energía firme US$m 25.11 27.60 26.59 Total RR US$m 40.18 42.67 41.66 Precio licitación energía firme US$ centavos/kWh 3.32 3.66 3.52 Precio financiero total US$ centavos/kWh 5.32 5.65 5.52 Condiciones: Capital [%] 25% Plazo [años] 10 (incluido período de gracia) Período de gracia [años] 3 Tasa de interés: curva de 2.0% rendimiento plus FIRR meta [%] 17.5% 53 123. Las variaciones entre los proyectos incluidos en la muestra son presentadas bajo la forma de una curva de oferta que muestre los MW disponibles a un precio financiero total por kWh (es decir, el precio financiero promedio necesario para satisfacer los requerimientos de ingresos para alcanzar una FIR del 17.5 por ciento; Figura 4.6). Figura 4.6: Curva de Oferta, Costo Financiero Total para alcanzar una FIRR del 17.5% (Financiamiento comercial, condiciones tasa de interés enero 2009) 124. Ninguno de los proyectos lograría el retorno requerido bajo las condiciones actuales de ingresos de aproximadamente 4 centavos de US$ por kWh, es decir el ingreso promedio de cada proyecto bajo las condiciones actualmente imperantes. Tal como se muestra, esta cifra varía entre 3.5 centavos de US$ por kWh (para los proyectos con pagos por capacidad bajos) y 4.4 centavos de US$ por kWh.45 4.3.2 Financiamiento del proyecto ­ Project Financing 125. Las condiciones típicas para este caso son: · Tasa de interés: Curva de rendimiento + 2% (spread de la tasa corporativa preferencial ­tasa prime) + 3% riesgo del proyecto · Deuda: Capital 65:35. · Plazo: 10 años, incluido el período de gracia de 3 años (durante el período de construcción). · FIRR meta del 17.5% 45 Este precio alcanzable es el ingreso promedio de cada planta bajo las condiciones actuales y dependerá de numerosos factores específicos del proyecto, tales como la determinación de la potencia remuerable por parte de OSINGERGMIN, y la combinación de ventas en el mercado regulado, mercado spot y mercado libre. La energía firme se vende en el mercado regulado, la energía no firme en transacciones en el mercado spot y los pagos por capacidad de conformidad con las regulaciones. 54 126. Los más altos requerimientos de capital y las tasas de interés más altas reflejan el riesgo más alto al prestamista ante la falta de un apoyo corporativo. Estos serían supuestos conservadores, porque en realidad, un verdadero project financing incluiría varios requerimientos adicionales que incrementarían los costos financieros totales, incluyendo requerimientos de cuentas de garantía (escrow) para el servicio de la deuda, la participación de una empresa de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) que aumentarían los costos de construcción, y varios requerimientos de comisión de ingreso y seguro. 127. Los resultados se muestran en el Cuadro 4.4, nuevamente para los tres escenarios de tasas de interés. El precio financiero total para enero de 2009 es de 6.19 centavos de US$ por kWh, con un precio de licitación para energía firme de 4.17 centavos de US$ por kWh (comparado con 3.52 centavos de US$ por kWh para el financiamiento respaldado por el balance general). Esto es consecuencia de los costos financieros mayores asociados a los riesgos más altos de los prestamistas cuando no pueden recurrir a los patrocinadores corporativos. Cuadro 4.4: Financiamiento del Proyecto ­ Project Finance Condiones al Sept 2007 Oct 2008 Fin enero 2009 Tasas de interés Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89% Curva de rendimiento de Perú [%] 6.00% 8.50% 7.50% Requerimientos de ingresos Cargo por capacidad US$m 5.29 5.29 5.29 Ventas mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78 Licitación energía firme US$m 30.33 32.59 31.68 Total RR US$m 45.40 47.66 46.75 Precio licitación energía firme US$ centavos/kWh 4.02 4.32 4.20 Precio financiero total US$ centavos/kWh 6.01 6.31 6.19 Condiciones: Capital [%] 35% Plazo [años] 10 (incluido período de gracia) Período de gracia [años] 3 Tasa de interés: curva de 5.0% rendimiento plus FIRR meta [%] 17.5% 128. Los ratios de cobertura de servicio de la deuda (DSCR) serían inadecuados: es probable que se requiera un DSCR mínimo de 1.25-1.35 para un project financing, nivel que el proyecto típico no alcanza y cuyo DSCR en el primer año es de 1.07 (Figura 4.7). 55 Figura 4.7 DSCR y Flujos de Fondos para el Proyecto Típico: Financiamientodel Proyecto ­ Project Finance (enero 2009) 4.3.3 Financiamiento de un Banco de Desarrollo 129. En Brasil, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social, BNDES puede financiar proyectos hidroeléctricos a tasas de interés mucho más bajas y con plazos de préstamo más prolongados que lo que está actualmente disponible en un financiamiento comercial o financiamiento de proyecto. Las condiciones típicas serían: · Tasas de interés: 6.25% más un spread del 0.9% =7.15% Esto ha permanecido sin variación desde septiembre de 2007. · Plazo: 16 años (BNDES ofrece un plazo mayor de 20 años para proyectos que superen los 1,000 MW). · 70:30 Deuda: Capital. · Período de gracia hasta 6 meses a partir del inicio de la operación comercial (es decir, 4 años incluido el período de construcción de 3 años). 130. El precio resultante de la energía firme es de 2.91 centavos de US$ por kW, con un precio financiero total de 4.91 de centavos de US$ por kWh. 56 Cuadro 4.5: Financiamiento del Modelo del Banco de Desarrollo de Brasil Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero 2009 Tasas de interés BNDES [%] 6.25% 6.25% 6.25% Requerimientos de ingresos Cargo por capacidad US$m 5.30 5.30 5.30 Ventas mercado spot US$m 9.78 9.78 9.78 Licitación energía firme US$m 22.0 22.0 22.0 Total RR US$m 37.1 37.1 37.1 Precio licitación energía firme US$ centavos/kWh 2.91 2.91 2.91 Precio financiero total US$ centavos/kWh 4.91 4.91 4.91 Condiciones: Capital BNDES Participación 30% 70% Plazo (incluido período de [años] 20 gracia) Período de gracia [años] 4 Tasa de interés [%] BNDES Plus [%] 0.90% FIRR meta [%] 7.15% 4.3.4 Financiamiento Combinado: Institución Financiera Internacional (IFI) y Bancos Comerciales 131. Varias IFI pueden ofrecer plazos de hasta 30 años para los préstamos, financiados a tasas LIBOR. Por ejemplo, el Banco Mundial tiene varios proyectos (Turquía, Sri Lanka, y Vietnam) en los que trabaja con los bancos comerciales locales para ofrecer condiciones combinadas. En Turquía el Banco Mundial ha provisto US$250 millones y tres bancos comerciales locales han provisto otros US$250 millones para crear un fondo especial para el financiamiento de proyectos hidroeléctricos. La Figura 4.8 ilustra los acuerdos típicos (para el caso del proyecto de Vietnam). 57 Figura 4.8 Acuerdo de Refinanciación en Vietnam bajo el Proyecto de Desarrollo de Energías Renovables del Banco Mundial 132. Con la participación de la IFI, la parte de la deuda se dividiría entre las condiciones de los bancos comerciales y las condiciones de la IFI de la siguiente manera: · Capital 30%; IFI 35%; préstamo comercial: 35%. Condiciones comerciales: · Tasa de interés: Curva de rendimiento + 2% (prime) · Plazo del préstamo: 10 años, incluido el período de gracia de 3 años Condiciones de la IFI: · Tasa de interés: LIBOR US$ a 6 meses + swap tasas de intereses + prima de riesgo del tipo de cambio (3%) · Plazo del préstamo: 30 años incluido el período de gracia de 3 años 133. La magnitud de la prima (aquí asumida en 3 por ciento sobre LIBOR) que incorpora el riesgo de cambio no es algo evidente.46 Si la empresa del proyecto asume el riesgo de cambio, el MoF podría tomar solamente un spread del 1 por ciento, pero tambien podría establecer un fondo de amortización para cubrir el riesgo de cambio en el servicio de la deuda (de este modo tendría el mismo efecto en los retornos financieros de los accionistas que una tasa de interés más elevada). Si el MoF assume el riesgo del tipo de cambio, entonces la tasa de re-préstamo sería un tema de negociación (y de evaluación del riesgo de cambio por parte del MoF),47 puesto que cuanto más alta sea la tasa, mayor 46 También habría el costo de un swap de tasas de interés (en el que la tasa LIBOR variable es convertida a una tasa fija). 47 En algunos países, los Ministerios de Finanzas han establecido políticas para las tasas de préstamo para los préstamos de las IFI. Por ejemplo, en Vietnam, el MoF determina la tasa de présamo al 50 por ciento del rendimiento del bono del gobierno a largo plazo para el préstamo en moneda local o la tasa de interés 58 será la cobertura del MoF para cubrir una depreciación mayor de la esperada de la moneda local. 134. La Figura 4.9 muestra el tipo de cambio entre el Nuevo Sol y el dólar estadounidense a partir de la reforma de la moneda de 1990. Hay tres períodos diferentes: a comienzos de la década de 1990, tasas de depreciación anual del 60 por ciento, seguida de una fuerte reducción de aproximadamente el 8 por ciento anual en el período 1994-2000, y desde el año 2000, una apreciación gradual respecto del US$. Figura 4.9: Variaciones del tipo de cambio 135. El precio de licitación de la energía firme cae a 2.12 centavos de US$ por kWh (a las tasas de interés de fines de enero 2009), con un costo total de la energía de 4.11 centavos de US$ por kWh. comercial de consenso (CIRR) de la OCDE (la cual para los plazos en US$ >8.5 años estaba en 3.82 por ciento en diciembre 2008) como máximo para el préstamo para el tipo de cambio. 59 Cuadro 4.6 Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero 2009 Tasas de interés Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89% Curva de rendimiento de Perú [%] 6.00% 8.50% 7.50% Requerimientos de ingresos Cargo por capacidad US$m 5.30 5.30 5.30 Ventas mercado spot US$m 9.78 9.78 9.78 Licitación energía firme US$m 15.37 16.68 16.05 Total RR US$m 30.45 31.75 31.12 Precio de la licitación energía US$ centavos/kWh 2.03 2.20 2.12 firme Precio financiero total US$ centavos/kWh 4.02 4.19 4.11 Condiciones: Banco Capital IFI Comercial Participación 35% 35% 30% Plazo (incluido período de [años] 30 10 gracia) Período de gracia [años] 5 3 Tasa de interés [%] LIBOR Rendimiento C Plus [%] 2.00% 2.00% FIRR meta [%] 17.5% 136. Tal como se muestra en la Figura 4.10, el DSCR mínimo es un sólido 1.4, que debe proveer el confort necesario para los bancos comerciales. Figura 4.10: DSCR, Proyecto Típico: Financiamiento Combinado IFI y Bancos Comerciales 137. La correspondiente curva de oferta (basada en la muestra de proyectos estudiados) es mostrada en la Figura 4.11. Comparada al financiamiento comercial (Figura 4.5), la curva de oferta se desplaza hacia abajo (es decir, a cualquier precio de energía dado, una 60 mayor capacidad resulta económica) en aproximadamente 1.2-2.0 centavos de US$ por kWh.48 Figura 4.11: Curva de Oferta en Base a Proyectos de la Muestra: Financiamiento Respaldado por el Balance General y Financiamiento Combinado IFI+Bancos Comerciales 138. En este caso, tres de los proyectos serían financieramente viables al actual precio financiero promedio (o alrededor de 4 centavos de US$ por kWh) gracias al financimiento de una IFI ­ comparado con ningún proyecto en el caso del financiamiento comercial.49 4.3.5 Proyecto del Sector Público con Financiamiento de una IFI. 139. Un proyecto "clásico" del sector público con financiamiento de una IFI sería bajo los siguientes términos: · Plazo del préstamo: 30 años incluidos 5 años de gracia. · Tasa de interés: LIBOR US$ (4.2%) + prima por riesgo de cambio (3%) · Capital: 30 por ciento. · Retorno sobre el capital del sector público: 14 por ciento. 48 En el caso del proyecto típico, la diferencia es 5.52 ­ 4.11 = 1.41 centavos de por kWh. 49 No obstante, como se mencionara previamente, lo que se puede obtener a los precios actuales es específico del proyecto, porque el componente del cargo por capacidad del requerimiento ingresos depende de la potencia remunerable evaluada de OSINERGMIN, y porque la mayor parte de los proyectos tendrán su propia combinación de precios de energía en un mercado regulado, ventas libres en el mercado, y ventas en el mercado spot. 61 Cuadro 4.7: Proyecto del Sector Público con Financiamiento de una IFI Condiciones a Sept 2007 Oct 2008 Fin enero 2009 Tasas de interés Tasa LIBOR a 6 meses [%] 2.00% 3.75% 2.89% Curva de rendimiento de Perú [%] 6.00% 8.50% 7.50% Requerimientos de ingresos Licitación energía firmes US$m 5.29 5.29 5.29 Ventas Mercado spot (no firme) US$m 9.78 9.78 9.78 Cargo por capacidad US$m 10.37 12.53 11.46 Total RR US$m 25.44 27.60 26.53 Precio de licitación energía firme US$ centavos/kWh 1.37 1.66 1.52 Precio financiero total US$ centavos/kWh 3.37 3.66 3.51 Condiciones: Capital [%] 30% Plazo [años] 30 (incluido período de gracia) Período de gracia [años] 5 Tasa de interés: curva de 2.0% rendimiento plus FIRR meta [%] 14.0% 140. El precio resultante de la energía firme es tan bajo como 1.52 centavos de US$ por kWh ­ nuevamente la simple consecuencia de un plazo de préstamo muy largo. Si la FIRR fuese la misma que para los proyectos del sector privado (17.5 por ciento), el precio de la energía firme aumentaría a 1.87 centavos de US$ por kWh, y de 3.51 a 3.87 centavos de US$ por kWh para el precio financiero total. 4.3.6 Comparación de Escenarios 141. El Cuadro 4.8 resume los resultados de las distintas estructuras de financiamiento para las tres condiciones de tasas de interés. Se observa que el ranking de precios permanece sin variación, independientemente de cuál sea la tasa LIBOR y la curva de rendimiento peruana: el financiamiento del proyecto (Project Financing) es el más caro, y el financiamiento del sector público es lo más económico. También se observa que los escenarios que incluyen una parte de financiamiento del sector público (IFI o financiamiento a largo plazo o de origen nacional, que no están disponibles en esta etapa), producen un precio de licitación muy competitivo comparado con las actuales condiciones del mercado (ver Cuadro 6.3 para los resultados de las recientes subastas de energía). 62 Cuadro 4.8: Comparación de Escenarios de Financiamiento: Precio de Licitación de Energía Firme Requerido para la Viabilidad Financiera Precio de licitación Comercial Financiamiento Financiamiento IFI+ Banco Proyecto de energía firme en proyecto Banco Comercial del Sector base a las Desarrollo Público condiciones a: (Brasil) Financiado por IFI Septiembre 2007 3.32 4.02 2.91 2.03 1.37 Octubre 2008 3.66 4.32 2.91 2.20 1.66 Enero 2009 3.52 4.20 2.91 2.12 1.52 FIRR 17.5% 17.5% 17.5% 17.5% 14% (sector público) Plazo 10 10 16 20 30 (promedio) Tasa de interés 11.5 14.5 7.8% 9.35% 7.2% (promedio) 142. Los precios totales de energía (incluidos los pagos por capacidad y las ventas en el mercado spot) se muestran en el Cuadro 4.9, en el que se observa que las condiciones de la tasa de interés no tienen impacto en los costos relativos, siendo el más económico la opción del sector público y el más caro la alternativa de financiamiento del proyecto. Cuadro 4.9: Precio Financiero Total para Satisfacer Requerimientos de Ingresos Costo financiero total Comercial Financiamiento Financiamiento Comercial Sector en base a las proyecto Banco + IFI público condiciones a: Desarrollo (Brasil) Septiembre 2007 5.32 6.01 4.91 4.02 3.37 Octubre 2008 5.65 6.31 4.91 4.19 3.66 Enero 2009 5.52 6.19 4.91 4.11 3.51 143. Los proyectos del sector público no tienen una buena reputación, particularmente en lo que respecta a sobrecostos en el período de construcción. Los críticos harán notar que la ventaja de costo de un proyecto del sector público sugerido más arriba, será erosionada por los incrementos de costos. No obstante, tal como muestra el Cuadro 4.10, si el costo de inversión es excedido en un 30 por ciento, esto llevará el precio de la energía a 4.42 centavos de US$ por kWh, por debajo de modelo del Banco de Desarrollo de 4.91 centavos de US$ por kWh, aunque levemente superior al del modelo combinado IFI que alcanza 4.11 centavos de US$ por kWh. Y en el caso de que el costo sea superado en un 50 por ciento en el caso de un proyecto del sector público, ello llevaría el precio de la energía a 5.03 centavos de US$ por kWh, inferior aún a las alternativas de financiamiento comercial o project financing. 63 Cuadro 4.10 Impacto de los Incrementos de Costos de Capital del Proyecto (condiciones de financiamiento a enero 2009) Precio financiero total de energía US$ centavos/kWh Préstamo comercial 5.52 Financiamiento del proyecto 6.19 IFI+comercial 4.11 Banco de Desarrollo (Modelo Brasil) 4.91 Sector Público 3.51 Sector Público, sobrecosto de 30% 4.42 Sector Público, sobrecosto de 50% 5.03 4.3.7 Sensibilidad de los Escenarios a los Supuestos 144. El análisis desarrollado más arriba está sujeto a dos incertidumbres importantes, principalmente el costo de construcción, y la meta del FIRR. El Cuadro 4.11 muestra el precio de energía requerido para diferentes valores del FIRR e incrementos en los costos de construcción (para el caso de financiamiento comercial): un incremento del 20 por ciento en los costos de construcción ­para un FIRR del 17.5 por ciento- eleva el precio de energía requerido de 5.52 a 6.48 centavos de US$ por kWh. Cuadro 4.11 Sensibilidad a los Costos de Capital y FIRR meta para el Proyecto Típico, Financiamiento Comercial, Precio Financiero Total, tasas de interés de enero 2009 (US$c-kWh) FIRR meta Costos de capital Base +10% +20% 10.0% 4.06 4.42 4.77 12.5% 4.53 4.93 5.33 15.0% 5.01 5.45 5.89 17.5% 5.52 6.00 6.48 20.0% 6.03 6.56 7.10 22.5% 6.53 7.12 7.70 25.0% 7.03 7.67 8.30 145. En el Cuadro 4.12 se muestra el correspondiente análisis de sensibilidad para el financiamiento combinado privado + IFI. 64 Cuadro 4.12 Sensibilidad a los Costos de capital y FIRR meta para las condiciones de Financiamiento combinado: IFI + Comercial, Precio Financiero Total, tasas de interés de enero 2009, (US$c/kWh) FIRR meta Costos capital Base +10% +20% 10.0% 3.06 3.32 3.58 12.5% 3.37 3.64 3.92 15.0% 3.73 4.04 4.34 17.5% 4.11 4.45 4.79 20.0% 4.50 4.88 5.26 22.5% 4.91 5.33 5.75 25.0% 5.33 5.79 6.26 4.4 Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en la Viabilidad Financiera de los Proyectos 146. El financiamiento con bonos de carbono es, potencialmente, una fuente significativa de ingresos adicionales. Como se muestra en el Cuadro 4.13 para el caso de un financiamiento comercial, los ingresos pueden aumentar en un 17.1 por ciento a US$ 15/tonelada de CO2. Cuadro 4.13 Impacto de Ingresos por Bonos de Carbono en el Precio de la Electricidad Precio del carbono US$/ton 5 10 15 Factor emisión Kg/kWh 0.58 0.58 0.58 US$/kg 0.005 0.01 0.015 Precio por kWh US$/kWh 0.0029 0.0058 0.0087 US$ centavos/kWh 0.29 0.58 0.87 Precio del mercado US$ centavos/kWh 5.52 5.52 5.52 Precio total US$ centavos/kWh 5.81 6.10 6.39 Incremento en el precio [ ] 5.0% 9.5% 13.6% Nota: Factor de emisión en base al 5.67 MW del CDM aprobado del proyecto Caña Brava. Pero este beneficio resultante de una metodología aplicable a proyectos, solamente asciende a 15MW y no está disponible para proyectos de gran escala. 147. No obstante, el hecho de que este posible ingreso se pueda realmente materializar, y, más importante aún, que los futuros ingresos por bonos de carbono sean considerados creíbles por parte de los agentes de préstamo, está sujeto a numerosas incertidumbres. · Los ingresos por bonos de carbono pueden no conocerse en el momento de la subasta, y por ende, ser fuertemente descontados por parte de los agentes de préstamo y los oferentes. · El registro del CDM para los proyectos hidroeléctricos de gran escala será cada vez más difícil a medida que los requerimientos adicionales sean más estrictos. Los proyectos deben demostrar que la FIRR sin las ventas de CER es inferior a las tasas críticas de rentabilidad, y que la FIRR con las ventas de CER es superior a la tasa crítica de rentabilidad. · Las ventas por el CDM con posterioridad a 2012 están todavía sujetas a un alto grado de incertidumbre, y los compromisos de contratos después de 2012, si los hubiese, están sujetos a elevados descuentos. 65 En la actualidad existen tres mercados importantes para los bonos de carbono: · Créditos de Kyoto, en particular las Reducciones de Emisiones Certificadas (CER). El precio promedio en el CDM en 2007 fue de US$ 16/tonelada de CO2 (Cuadro 4.14). · Pagos de la Unión Europea (permisos de emisiones) bajo el Sistema de Intercambio de Emisiones de la Unión Europea, que se comercializan en el Banco Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de la Unión Europea (ECX). El precio promedio en 2007 fue de US$ 25/tonenlada de CO2 (Cuadro 4.15). · Créditos voluntarios (VER): el principal mercado de reducciones voluntarias de emisiones es el Banco Internacional de Intercambio de Bonos de Carbono de Chicago (CCX) en el cual el bono de carbono se comercializa a US$6. En el mercado minorista de bonos de carbono (para compensar los viajes de placer o vacaciones) puede ser superior a los 20 euros. Cuadro 4.14 Mercado del Mecanismo de Desarrollo Limpio Cuadro 4.15 Mercado de la Unión Europea Fuente: Para los Cuadros 4.15 y 4.16: "State and Trends of the Carbon Market," Banco Mundial, 2008. 148. El impacto de los ingresos por los bonos de carbono en el precio requerido de la energía se muestra en la Figura 4.12: a US$ 15/tonelada de CO2, el precio de licitación disminuye de 5.5 a 4.8 centavos de US$ por kWh, y a 4.25 centavos de US$ por kWh para un precio de US$ 30/tonelada de CO2. No obstante, teniendo en cuenta las incertidumbres del proceso del CDM, y las crecientes dificultades en demostrar adicionalidad, es poco probable que estos ingresos sean tomados en cuenta en subastas por energía firme. 66 Figura 4.12: Impacto del Financiamiento con Bonos de Carbono en el Precio Financiero Total Requerido, Financiamiento respaldado por el Balance General, tasas de interés de enero 2009, FIRR del 17.5% 4.5 Financiamiento de Proyectos Hidroeléctricos: Riesgos y su Mitigación 149. Aún antes de la reciente crisis financiera internacional, los proyectos hidroeléctricos siempre han sido el tipo de proyecto más difícil de financiar en el sector eléctrico. Estos proyectos intensivos en capital, con prolongados plazos de construcción, y riesgos específicos asociados al sitio de emplazamiento, son mal comprendidos por banqueros y abogados, y están sujetos a la infatigable atención de las ONG y de la prensa respecto a su posible impacto ambiental y social ­ todas estas características ponen muy nerviosos a los agentes de préstamo. El hecho de que muchos de estos asuntos no sean directamente aplicables a los proyectos hidroeléctricos de escala mediana que se han analizado en este informe, poco sirve de alivio: aún los proyectos de pequeña escala de 5- 20 MW enfrentan el escepticismo de los agentes de préstamo peruanos. 150. El financiamiento exitoso de los proyectos hidroeléctricos requiere la demostración de que sus riesgos principales pueden ser mitigados satisfactoriamente. Estos riesgos son: · Riesgo de precio (ingreso menor al esperado cuando parte o todos los ingresos depenrán de precios del mercado) · Riesgo de finalización (incluyendo los riesgos de demora por litigios durante la etapa de construcción, costos superiores a los previstos, demoras debido a problemas geotécnicos o disputas por derechos de agua) · Riesgo hidrológico (volumen de generación de electricidad menor de lo esperado debido a la falta de agua) · Riesgo operativo (incapacidad de operar por fallas mecánicas o problemas operativos de la planta) 67 · Riesgo de colocación/entrega de la producción (falla del comprador de recibir energía por motivos de despacho, congestionamiento en el sistema de transmisión, o falla de la línea de transmisión) 151. Estos riesgos fueron discutidos con los principales bancos peruanos, y la percepción de dichos bancos sobre la importancia de cada uno de los riesgos se resume a continuación. 4.5.1 Riesgo de Precio 152. A nivel global, es un requisito imprescindible celebrar un acuerdo de compra de energía (PPA) con un comprador solvente, por un plazo como mínimo igual a la duración del período de reembolso del servicio de la deuda, y con tarifas predecibles. La firma de un PPA es un requisito previo absoluto en el momento de cierre de la operación financiera con el propósito de financiar un proyecto. No obstante, los bancos peruanos no consideran el riesgo de precio como un problema importante para los proyectos de generación hidroeléctrica. En el Perú, el mecanismo de precio es entendido con claridad, y el riesgo es mitigado fácilmente mediante el requisito de que cierta parte de la producción sea cubierta por un PPA celebrado con grandes usuarios o empresas de distribución. La capacidad de pago de los participantes en el mercado peruano no representa un problema. El requerimiento de cobertura de un PPA varía entre los bancos (y en todas las tecnologías de generación de electricidad). Un banco indicó diferentes requisitos para diferentes tecnologías de generación, ya sea termoeléctrica o hidroeléctrica: los proyectos térmicos requieren 75-100 por ciento de cobertura con un PPA, mientras que los proyectos hidroeléctricos pueden requerir el 50 por ciento o aún cero. Esto es un reflejo de la muy alta probabilidad de los proyectos hidroeléctricos ser despachados, y recibir así el precio marginal del sistema en el mercado spot. 4.5.2 Riesgo de finalización 153. El riesgo de finalización constituye la principal preocupación de los agentes de préstamo, y en el caso de los proyectos hidroeléctricos, es el riesgo más difícil de mitigar. Los bancos consideran que la participación de una empresa de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) de reconocida reputación, constituye la mitigación apropiada para este riesgo. La dificultad radica en que las garantías de finalización asociadas al modelo EPC tienen un costo muy elevado pues la participación de una empresa de este tipo implica un costo alto para el desarrollador. Los bancos son particularmente reacios al riesgo de excavación de túneles. 154. Aún en el caso que los grandes patrocinadores corporativos formen entidades de propósito especial (como es el caso del proyecto Plantanal de 220 MW que se está llevando a cabo sin una EPC, utilizando, en cambio, el departamento de ingeniería de la empresa), los bancos recurren a los patrocinadores por lo menos hasta la finalización.50 50 Este proyecto se ha descrito como "financiamiento del proyecto dependiendo de los recursos de los patrocinadores" ­ pero esos recursos de los patrocinadores realmente lo transforman en un financiamiento comercial normal, no en un verdadero financiamiento sin derecho de recurso. 68 155. La incertidumbre sobre los derechos de agua fue mencionada como uno de los problemas principales, mayor aun que los riesgos geotécnicos o de ingeniería. Varios proyectos sufrieron demoras por la tardía intervención de las ONG y de las comunidades locales que cuestionan las decisiones adoptadas por el Gobierno Central. Existe acuerdo general sobre la necesidad de contar con una nueva ley de Derechos de Agua, en la que se debe estipular claramente la jurisdicción de los distintos organismos del Gobierno. 4.5.3 Riesgo hidrológico 156. Ni los bancos (ni los desarrolladores) parecieran estar preocupados por el riesgo hidrológico. Sin embargo, el único banco que hizo mención a este riesgo, no había revisado ningún proyecto nuevo, y expresó que, en dicho caso, contratarían a un consultor local para que realice la revisión de los supuestos hidrológicos. Otro banco expresó que en el caso que un proyecto de generación hidroeléctrica de pequeña escala sólido enfrentara dificultades financieras como resultado de problemas con el flujo de caja atribuíbles a varios años secos consecutivos, dicho proyecto simplemente sería refinanciado. 157. En la práctica internacional, los agentes de préstamo pueden exigir una cuenta de garantía (escrow) para el servicio de la deuda (que debe constituirse antes de que se realicen los pagos de dividendos a los accionitas), suficiente para 3-12 meses de las obligaciones de servicio de la deuda. 4.5.4 Riesgo operativo 158. Los bancos, con razón, consideran bajo a este riesgo. Para los proyectos de generación termoeléctrica, los fabricantes de turbinas a gas ofrecen una muy alta disponiblidad de garantías, y se considera correctamente que las turbinas y generadores para centrales hidroeléctricas son altamente confiables.51 En la práctica internacional, cuando se prevén considerables gastos de mantenimiento mayor (reemplazo del rotor de turbina donde existen altas cargas y sedimento abrasivo), los agentes de préstamo pueden exigir un fondo de garantía para mantenimiento mayor. 51 Se manifestó cierta preocupación sobre la confiabilidad de los equipos chinos, principalmente en relación con la forma en la que los equipos chinos son ofrecidos en Perú. Parece que los proveedores chinos que aparecen en Perú son principalmente integradores que compran componentes de distintas fuentes en vez de ser fabricantes de equipos originales, por lo cual surgen dudas sobre la calidad de las garantías ofrecidas por el fabricante. Sin embargo, las preocupaciones sobre la confiabilidad de los equipos chinos no son definidas con claridad. El equipo turbina-generador chino se ofrece en Perú a precios que por lo general son un 70 por ciento del precio establecido por los proveedores europeos, tales como Alsthom. Los precios inferiores se corresponden con el pago de significativas penalidades relativas a la eficiencia (por ejemplo, el 89 por ciento para las turbinas chinas contra el 93 por ciento para las turbinas de Alsthom). 69 4.5.5 Riesgo de colocación de la producción 159. Al riesgo de colocación de la producción se lo considera pequeño. Hay dos fuentes posibles de riesgo: el incumplimiento del despacho, y el incumplimiento del comprador en tomar la energía debido a fallas en la transmisión. Tal como se hiciera notar, es muy poco probable el incumplimiento del despacho para un proyecto hidroeléctrico. 160. Estas percepciones del riesgo por supuesto que no son únicas al Perú. La experiencia mundial de las IFI indica que en el caso de proyectos hidroeléctricos de escala mediana de paso o pico diario los riesgos pueden ser administrados satisfactoriamente, pues dichos proyectos solo requieren reservorios muy pequeños, y no presentan problemas importantes de rehabilitación y reubicación, ni tampoco los problemas geotécnicos relacionados con las represas de gran escala. Los problemas únicos asociados con la mayoría de los megaproyectos muy publicitados (Three Gorges en China, Sardar Sarovar en India, y algunos de los proyectos brasileros de reservorios con áreas de superficie muy grandes) no son relevantes en este caso. 4.6 Impacto de la Crisis Financiera Internacional en el Financiamiento de los Proyectos Hidroeléctricos 161. Conforme al análisis desarrollado en la sección precedente, el financiamiento de los proyectos hidroeléctricos es siempre difícil, por los riesgos mencionados y por la naturaleza de largo plazo de ese tipo de inversiones. El impacto de la actual crisis financiera internacional en las perspectivas del financiamiento de las centrales hidroeléctricas en el Perú no está claro, en particular dada la incertidumbre que existe sobre la duración de la recesión mundial, y del tiempo que llevará la restauración de la liquidez de los bancos. Sin duda, los indicios a la fecha de la redacción del presente informe (enero 2009) sugieren que el proceso de restauración de los balances generales y niveles de reserva del sector bancario se prolongará hasta bien entrado el año 2010. La actual volatilidad de los mercados internacionales hace difícil formular predicciones confiables. 162. Durante los primeros nueve meses de 2008, la inflación en el Perú estuvo por encima de la meta del 2% del Banco Central, y se esperaba que el año cerraría en 7.5- 8.0%. Las tasas de interés subieron en 2008 (ver curvas de rendimiento en la Figura 4.1), y la tasa de interés interbancaria en Soles actualmente se encuentra en 6.5%, su punto más elevado en siete años. Sin embargo, espera una disminución en 2009 a medida que se reduzcan las presiones inflacionarias. 163. No obstante, con la fuerte caída de los precios del petróleo y la importación de alimentos en el último trimestre, las tasas de inflación y de interés bien podrán declinar en 2009. Lamentablemente, el precio de las principales exportaciones mineras de Perú también han caído (el precio actual del cobre es de US$3,170,52 muy por debajo de su 52 Mercado de Metales de Londres, 12 de enero de 2009, comprador contado Grado A. 70 punto máximo de US$8,940/tonelada en julio de 2008 (si bien ese precio record fue en parte consecuencia de una huelga minera).53 164. De este modo, las expectativas de crecimiento del Producto Bruto Interno para Perú en 2009 caerán del 9.5% a aproximadamente 4%, cifra que todavía está por encima de las tasas de crecimiento esperadas de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, OCDE. Al igual que en otras partes, el Gobierno ha anunciado un paquete de estímulo, y a fin de proveerles más liquidez a los agentes de préstamo, el Banco Central ha reducido recientemente los requerimientos de reservas en moneda local y extranjera (ha bajado el requerimiento de reserva legal mínimo al 7.5 por ciento de los depósitos -del 9 por ciento anterior- y el requerimiento de moneda extranjera lo ha reducido del 35 por ciento a 30 por ciento). 165. Aún hace 18 meses, cuando la posición de liquidez de los bancos peruanos era relativamente buena, los requerimientos para préstamos eran muy conservadores ­ y es muy poco probable que sea menos conservador en el actual contexto de alta volatilidad. En 2009, será difícil el financiamiento comercial a largo plazo que es necesario para los proyectos hidroeléctricos. Es probable que los proyectos que encuentren mayores dificultades de financiamiento sean los proyectos hidroeléctricos pequeños promocionados por empresas relativamente débiles desde el punto de vista financiero; y algunos proyectos propuestos por empresas mineras (en tanto que la fuerte caída de los precios de los commodities haya impactado en los flujos de caja de las empresas mineras). 166. En resumen, las perspectivas del financiamiento comercial para los proyectos hidroeléctricos que requieren largos plazos, son actualmente pobres; y las perspectivas para un financiamiento sin derecho de recurso (Project financing) para los proyectos hidroelécticos, son aún más escasas. Todo ello sugiere que es poco probable obtener financiamiento en el corto plazo para proyectos nuevos, salvo que haya participación de las instituciones financieras internacionales. 4.7 Conclusiones sobre la Viabilidad Financiera de los Proyectos Hidroeléctricos en Perú 167. Las conclusiones más destacadas del análisis desarrollado en este capítulo son las siguientes: 1. Los precios financieros de la energía muestran una gran variación entre los distintos proyectos: en igualdad de circunstancias, el precio financiero total (es decir, el precio promedio necesario para satisfacer los requerimientos de ingresos para alcanzar la meta del retorno sobre el capital, los costos operativos y el servicio de la deuda), varía según los proyectos incluidos en la muestra entre 4.8 y 53 Los precios del cobre, zinc, plomo, plata y gas natural, que representan el 60 por ciento de los ingresos procedentes de las exportaciones de Perú, han caído a la mitad desde principios de julio 2008. 71 9.6 centavos de US$ por kWh (para el financiamiento comercial con tasas de interés de enero 2009). 2. Los precios requeridos para una viabilidad financiera también muestran una gran variación según la estructura de financiamiento. Para el proyecto típico, y con las actuales condiciones de tasas de interés, el precio total del financiamiento varía entre un máximo de 6.19 centavos de US$ por kWh para una estructura de Project financing y un mínimo de 3.51 centavos de US$ por kWh para un proyecto del sector público (para enero 2009). Aún cuando se descarten estos dos casos extremos, el rango del precio financiero entre un financiamiento comercial común (financiamiento respaldado por el balance general como lo ilustra el proyecto El Plantanal en ejecución) y un financiamiento con participación de una institución financiera internacional, está entre 5.52 centavos de US$ por kWh y 4.11 centavos de US$ por kWh respectivamente. 3. Se puede argumentar que una buena central hidroeléctrica, tal como el proyecto típico, podría ser marginalmente competitiva, si se la compara con los resultados de las últimas subastas de energía realizadas en Perú. No obstante, esto sería posible solamente para los proyectos que tienen un fuerte respaldo corporativo y que tienen acceso a un financiamiento comercial (respaldado por el balance general de la empresa). 168. En el momento de redactarse el presente informe, los mercados financieros mundiales se encuentran en estado de desorden, y las tasas de interés y las posiciones de liquidez cambian rápidamente. No es probable que se alcance una situación normal para el financiamiento de proyectos nuevos hasta que no se hayan resuelto los problemas de los activos tóxicos de los principales bancos, y que la economía global reanude su crecimiento económico; algo que probablemente no suceda hasta fines de 2009 ó 2010, o quizás más adelante. 169. No obstante, la discusión analizada anteriormente sobre las alternativas de financiamiento, permite formular un número de conclusiones que son válidas cualquiera que sean las condiciones del mercado: · Para la inversión intensiva en capital de largo plazo, una condición esencial es el plazo más largo de los préstamos para hacer bajar los precios financieros de la energía. Las instituciones financieras internacionales podrían desempeñar un papel importante en la reducción de los costos de financiamiento de los proyectos hidroeléctricos (aproximadamente en un 25 por ciento); aún cuando se lo combine con los préstamos comerciales de plazos más cortos, el resultado final de los plazos más largos es una significativa reducción en el precio financiero promedio. Como se podría esperar, esta ventaja se mantiene independientemente de las tasas de interés imperantes ­ cualquiera que sea la tasa, un proyecto en el que participe una institución financiera internacional puede ofrecer un precio financiero inferior a aquellos limitados al financiamiento comercial o al project financing. 72 · El financiamiento de proyectos con ingresos propios para los proyectos hidroeléctricos de mayor escala será muy difícil. Aún en condiciones de mercado relativamente normales, los bancos comerciales peruanos son reacios a soportar el riesgo de finalización. · Los ingresos de carbono para los proyectos hidroeléctricos de mayor escala pueden representar una diferencia significativa, pero están actualmente sujetos a un alto grado de incertidumbre sobre las ventas de carbono con posterioridad al proceso de CDM de 2012, y tienen grandes descuentos si hay disponibilidad de ellos. Además, los requerimientos de adicionalidad se están haciendo más estrictos. 170. Bajo las actuales condiciones del mercado de generación de electricidad, sin lugar a dudas, únicamente se pueden financiar proyectos excepcionales sobre la base de FIRR convencionales de referencia. Como se indicara en el caso del proyecto El Plantanal, algunos proyectos hidroeléctricos son implementados por consorcios industriales a modo de protección contra futuras interrupciones del suministro de electricidad, mas no como negocios rentables para suministrar electricidad al mercado local en su conjunto. 171. A fines de 2008, la percepción general pesimista sobre la vialidad de los proyectos hidroeléctricos disminuyó en cierta medida ante las condiciones inusualmente altas del mercado spot (ver Figura 4.3), que presentó durante un largo período precios considerablemente superiores al precio regulado del mercado. Dado que los proyectos hidroeléctricos tienen asegurado el despacho bajo los acuerdos vigentes, estos incrementos de precio han estado alentando a los desarrolladores. Lamentablemente, esto tuvo lugar justo antes que la crisis financiera se desatara y en los últimos 6 meses no se han visto signos de que los proyectos estén llegando al cierre de una operación financiera, a pesar de que el interés se ha incrementado. 73 Recuadro 4.2 El Proyecto Típico Con motivo de los cálculos de este informe, en particular para la evaluación de las opciones alternativas de financiamiento, se consideró útil definir un "proyecto típico" que sea representativo de la muestra de proyectos. Este proyecto típico tiene las características promedio de los 7 mejores proyectos, a saber: · Capacidad 146 MW · Factor de planta 0.6 · Costo de capital US$1,346/kW · ERR a US$4.4/mmBTU = 14.7% · Costo económico de producción = 4.34 centavos de US$ por kWh Desglose de Costos . 74 5. MARCO HABILITANTE: CONCESIONES PARA LAS INVERSIONES EN PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS Y GESTIÓN DE LOS DERECHOS DE AGUA 172. El marco legal y regulador de Perú tiene como base la Ley de Concesiones Eléctricas (LEC) y sus reglamentos en los que se establece un sistema de autorizaciones y concesiones temporales y definitivas, el cual se ha visto modificado en varias oportunidades en los últimos años. El presente capítulo revisa los procedimientos de concesiones para centrales hidroeléctricas, los procedimientos para obtener los derechos de agua y los derechos de paso, así como también los procedimientos actuales para la preparación de los estudios de impacto ambiental y social. 5.1 Concesiones para las centrales hidroeléctricas 173. Para el uso de la propiedad pública (agua y potencialmente terrenos) es necesario contar con una concesión o la autorización para expropiar terrenos de propiedad privada, mediente declaración previa de la necesidad de dicha expropiación. Cuando las centrales hidroeléctricas suministran electricidad a la red, cumplen con un servicio público para el que se requiere también una concesión. La legislación vigente establece dos tipos de concesiones para los proyectos hidroeléctricos: concesiones temporales y definitivas. 174. En el Anexo 4 se presentan los procedimientos y requerimientos para las concesiones temporables y definitivas. 5.1.1 Concesiones Temporales 175. Una concesión temporal permite el uso de la propiedad pública y derechos de paso temporales. A su vez, el concesionario está obligado a realizar estudios de factibilidad para la generación y transmisión de electricidad. Una concesión temporal no otorga exclusividad sobre el área en cuestión y ésta se puede otorgar a más de un solicitante (lo mismo es pertinente para el derecho de agua a fin de llevar a cabo estudios). 176. Se puede otorgar una concesión temporal54 por un plazo de hasta dos años, y la misma puede ser renovada una sola vez, por dos años consecutivos adicionales. La prórroga de las concesiones temporales se justifica sólo en base a casos de fuerza mayor, es decir, cuando se necesita una prórroga de la concesión para finalizar los estudios por causas que están fuera del control del desarrollador del proyecto. 54 Las concesiones temporales están reglamentadas en el artículo 23 de la ECL, en sus artículos 30-33 de las reglamentaciones y en el Texto Único de Procedimientos Administrativos CEO2 Anexo 1. 75 5.1.2 Concesiones Definitivas 177. En virtud del Decreto Legislativo 1002,55 todas las centrales hidroeléctricas con una capacidad instalada de 500 kW y superior deben contar con una concesión definitiva.56 Estas concesiones se otorgan por un plazo indefinido y permiten que el Estado otorgue derechos de agua. Las concesiones definitivas permiten el uso de la propiedad pública y el derecho a obtener la aplicación de derechos de agua (que pueden ser permanentes o por expropiación en caso de ser necesario) para la construcción y operación de una central que genera electricidad y para construcciones relacionadas tales como las líneas de transmisión. 178. Una concesión definitiva puede expirar (cuando no se cumplen algunas de las cláusulas del contrato, las obligaciones de mantenimiento, o si la central no ha operado durante 876 horas por año calendario) o el concesionario puede cederla. 179. El sistema actual de concesiones definitivas presenta unas pocas deficiencias que ameritan una revisión; Las concesiones definitivas se pueden otorgar en una etapa cuando un proyecto tiene todavía que cumplir con numerosas condiciones necesarias para su verdadera implementación, especialmente el financiamiento. Teniendo en cuenta que una concesión definitiva otorga derechos exclusivos para el sitio de emplazamiento de un proyecto, esta condición a menudo obstruye el desarrollo de un proyecto dado que los derechos pueden darse a grupos que no están preparados para proceder con la construcción y/o son financieramente débiles. Asimismo, puesto que el otorgamiento de una concesión implica el fin de cualquier competencia para el proyecto, sería conveniente otorgarla después de haber realizado un proceso competitivo para éste, por ejemplo, en una subasta. Este último punto es particularmente relevante para los proyectos de gran escala en los que es de interés nacional que se desarrollen en la manera más eficiente. Las concesiones definitivas son indefinidas en el tiempo, es decir, no tienen una fecha de finalización. Esta política debe ser revisada porque no es consistente con lo que es la práctica común (por ejemplo, contratos BOOT) en el ámbito de la generación de electricidad. 5.1.3 Otros Requerimientos a Nivel Local 180. Además de las concesiones temporales y definitivas, una central hidroeléctrica necesita una concesión para generación y transmisión (para poder operar dentro del sistema eléctrico) y otros permisos locales, tales como: 55 Decreto Legislativo No. 1002 Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, El Peruano 2 de mayo de 2008. 56 Las concesiones definitivas están estipuladas en la Ley de Concesiones Eléctricas en sus artículos 3, 6, 22, 25 y 28; y en los artículos 37 a 43, 53 y 54 de sus reglamentaciones, en el Texto Único para Procedimientos Administrativos (TUPA) CEO1 Anexo 1 y en el Decreto Legislativo No. 1002 (para las Concesiones Definitivas para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables). 76 · Permiso de planificación y construcción para permitir la construcción en el terreno. · Permisos necesarios en distintas etapas para los diferentes segmentos de la central (túneles, turbinas, etc.). · Permisos relacionados a las instalaciones y asuntos de personal, tales como permisos de trabajo, etc. 5.2 Derechos de Agua 181. Los procedimientos para obtener los derechos de agua se presentan en el Anexo 4. El Cuadro 5.1 muestra el complejo vínculo entre las concesiones para proyectos hidroeléctricos y los derechos de agua en las distintas etapas de un proyecto. Cabe notar, sin embargo, que estos procesos están sufriendo modificaciones a raíz de la creación de la Autoridad Nacional del Agua que asumirá muchas de las responsabilidades del INRENA. Cuadro 5.1 ­ Procesos de Concesiones y Permisos de Derecho de Agua Etapa del Proyecto Proceso de Concesión Proceso de Permiso de Derecho de Agua ESTUDIOS Concesión Temporal: otorgada por el Autorización para realizar los MEM por un plazo máximo de 4 estudios: no es exclusiva, pero es años. No otorga derechos exclusivos necesaria para obtener una concesión si no la autorización para estudiar el temporal. INRENA aprueba dichos proyecto. estudios. PREVIO A LA Concesión Definitiva: otorgada por el En esta etapa el INRENA debe haber CONSTRUCCIÓN MEM. Otorga derechos exclusivos revisado y expresado su opinión sobre para la construcción y operación de el Estudio Ambiental presentado para la central hidroeléctrica. Previo al el proyecto, y debe haber aprobado otorgamiento de la Concesión también los estudios finales del Definitiva, se deben aprobar un proyecto. Estudio del Impacto Ambiental y un El permiso de uso de agua antes de Plan de Manejo de la Cuenca a modo que comience la construcción: el de pre-requisito. INRENA debe otorgar un permiso de Una vez que la Concesión Definitiva uso de agua para la generación de es otorgada, el proyecto puede electricidad antes de que comience la solicitar el Certificado de construcción del proyecto. Se deben Inexistencia de Restos Arqueológicos especificar los volúmenes de agua y (CIRA), necesario para comenzar la los patrones de uso. Previamente se construcción del proyecto. debe obtener la opinión de la Asociación de Usuarios a través de la Administración Técnica de Riego afectada. FASE DE Otros permisos a nivel local tales CONSTRUCCIÓN como el permiso de planificación y construcción, seguridad y reglamentaciones de seguridad en el trabajo para el personal. 77 182. Una nueva Ley de Recursos de Agua fue aprobada por el Congreso el 13 de marzo de 2009,57 puesto que a la antigua Ley General de Aguas58 se la consideraba obsoleta. No obstante, en los últimos años, nuevas leyes59 han tratado de simplificar y aclarar los procedimientos, centralizar la reglamentación del agua enfatizando la necesidad de combatir la discrecionalidad y los conflictos de intereses existentes en esta área y para asegurar que los funcionarios públicos estén técnicamente entrenados y familiarizados con estas cuestiones complejas. Se han regulado importantes sectores sin el apropiado consenso gracias a los poderes legislativos especiales que fueron otorgados al Ministerio de Agricultura para mitigar cualquier potencial impacto negativo que pueda originarse por el acuerdo de libre comercio firmado con los EE.UU para el sector agricultura. Recuadro 5.1: La Nueva Ley de Agua . · La nueva ley de agua declara al agua un bien público y conserva algunos aspectos de la antigua ley de agua, tales como los derechos de agua no transferibles, la posibilidad de revocar los derechos de agua si no se paga la tarifa y el viejo orden de prioridades en cuanto a su uso. · Es una ley actualizada que aplica cambios en la legislación de agua tal como la nueva Autoridad Nacional del Agua (ANA), que dependerá ahora del Ministerio del Ambiente. Las tarifas están mejor definidas, y los usuarios tienen una mayor participación en la ANA a través de los consejos de cuenca de río y de las asociaciones de usuarios de agua. · El proyecto crea un proceso de registro constitutivo que ha demostrado ser, en otros países como Chile, difícil de reconciliar con los derechos de los nativos y tradicionales. · El canon hídrico lo eliminó el Congreso en su sesión del 1 de marzo de 2009, y nunca fue restituido. · Dos desafíos importantes son las restricciones presupuestarias para hacer cumplir dicho esquema sofisticado de manejo de agua y las limitaciones de capacidad (si bien el marco institucional a nivel local ha sido notablemente simplificado). 183. Si bien la nueva Ley de Recursos Hídricos (Recuadro 5.1) aporta cambios importantes (aún debe ser reglamentada): · Los permisos de uso de agua serán ahora emitidos por la Autoridad Nacional del Agua (artículo 47 de la Ley 393478). 57 Ley 393478 Ley de Recursos Hídricos. 58 Decreto Ley 17752, Ley General de Aguas, El Peruano, 24 de julio 1969. 59 Decreto Supremo 005-2006-AG, Establece disposiciones para el cumplimiento del requisito establecido en el literal b) del articulo 25 de la Ley de Concesiones Eléctricas, sobre licencia de uso de agua para fines de generación de energía hidroeléctrica, El Peruano 10 de febrero 2006; Decreto Supremo 078-2006- AG, Dictan disposiciones en materia de aguas sobre dependencia de las Administraciones técnicas de los Distritos de Riego y para uniformizar procedimientos administrativos a nivel nacional, El Peruano 28 de diciembre 2006; Decreto Legislativo 1081, Decreto Legislativo que crea el sistema nacional de recursos hídricos, El Peruano 28 de junio 2008. 78 · Las comisiones multisectoriales juegan un papel importante en la estructura de la ANA. En dichas comisiones hay representantes de sectores tales como vivienda, energía y agricultura. · La tarifa es utilizada de tal manera que permite la operación de cada sector. Sin embargo, además de esta tarifa, la ley crea lo que se llama Retribución Económica por el Uso del Agua, que debe ser pagado por todos los usuarios y que tiene en cuenta el mantenimiento del sistema de manejo de las cuencas de ríos. 184. El Decreto Legislativo 1081 de junio de 2008, crea el Sistema Nacional de Recursos Hídricos, un organismo integrado y multisectorial que incluye a la nueva Autoridad Nacional del Agua dentro del Ministerio del Ambiente que es quien otorga los permisos de agua (de hecho, la Autoridad Nacional del Agua es la antigua Dirección de Recursos Hídricos dependiente del INRENA). También crea los Consejos de Cuenca, organismos interdisciplinarios que dependen de la Autoridad Nacional del Agua. 185. No obstante, hay cuestiones críticas que todavía deben resolverse, tal como la falta de una representación apropiada de todos esos sectores interesados, incluyendo la población indígena y otros grupos de la comunidad local, y de los mecanismos adecuados para resolver los frecuentes conflictos que se plantean relacionados con el agua (especialmente su calidad y volumen).60 Así mismo, independientemente de si existe un canon hídrico establecido por ley, las partes interesadas están de acuerdo en que dicho canon hídrico no se está aplicando en los proyectos hidroeléctricos. La ausencia de un mecanismo efectivo para compartir los beneficios es de particular importancia por las siguientes razones: Dicho mecanismo serviría para alinear los intereses de los grupos afectados y los desarrolladores proyectos, creando un vehículo de interés común. Ante la falta de dicho canon, las comunidades afectadas tienen un incentivo limitado, o ningún incentivo, para apoyar un proyecto puesto que perciben que no compartirán sus beneficios. Un canon serviría para el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer la relación entre el Estado, la comunidad y el proyecto. 5.3 Procedimientos Actuales para la Evaluación del Impacto Ambiental y Social 186. La legislación actual establece dos tipos de Estudios Ambientales para las centrales hidroeléctricas, según la capacidad instalada: un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para las centrales con una capacidad superior a los 20 MW y una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para aquellas centrales hidroeléctricas con una capacidad entre 60 Un sistema innovador e interesante para resolver las controversias de agua, es el control participativo del agua. En Cajamarca se utilizó un prototipo de ese sistema (Oficina del Asesor en Cumplimiento, CAO - Monitoreo Participativo del Agua. Guía para Prevenir y Manejar el Conflicto, CAO 2008.) 79 500 KW y 20 MW.61 Además, los estudios ambientales que se presenten para una central hidroeléctrica deben incluir un Plan de Manejo de Cuenca. 187. Si bien las evaluaciones ambientales para proyectos de energía se vienen preparando desde medidados de la década de 1990, aún persiste un conjunto de problemas que deben resolverse junto con el conflicto inherente al rol del MEM en tanto promotor y regulador de proyectos. · El principal obstáculo para la correcta implementación de los estudios ambientales es la falta de lineamientos útiles para su ejecución, la débil supervisión por parte de los organismos del gobierno y ninguna evaluación independiente del impacto social y ambiental. Las restricciones presupuestarias del MEM y la falta de experiencia para controlar los estudios constituyen las dos razones principales. · El Capítulo 2 hace referencia a la calidad poco satisfactoria de los estudios que se realizan. La calidad de los estudios y el proceso mismo podría beneficiarse con el fortalecimiento de dichos lineamientos haciendo uso de la valiosa experiencia internacional, tales como las salvaguardas del Banco Mundial, y otros. No existe una revisión independiente y consistente de todos los estudios por parte de un ente auditor del MEM. · Si bien la Orden Ministerial 535-2004-MEM/DM establece los requisitos que garantizan la participación de las partes afectadas en los estudios ambientales a través de audiencias públicas, raras veces ello se cumple satisfactoriamente. Su ambigüedad dificulta su cumplimiento, la responsabilidad de garantizar su implementación descansa en la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE). Esta falencia es especialmente importante cuando se trata de proyectos en las cuencas del Amazonas que probablemente afecten a la población indígena. · No existe un canal regular o adecuado de comunicación entre el Estado, los desarrolladores privados y las comunidades afectadas durante toda la vida útil del proyecto. · La informalidad que rodea a los títulos de propiedad, la debilidad de las instituciones comunales y la falta de alternativas para la compensación económica, aspecto tradicional en los casos de expropiación, pueden demorar considerablmente el período de construcción de un proyecto. 5.3.1 Estudio de Impacto Ambiental 188. Se necesita realizar un Estudio de Impacto Ambiental, tal como se detalla en el Anexo 4, cuando la central generadora de electricidad tiene una capacidad instalada superior a los 20 MW. Este estudio debe identificar y evaluar todo el impacto directo e indirecto posible, incluyendo los aspectos biológico, físico, cultural y socioeconómico. 61 Ambos reglamentados en R.D 008-97-EM (Niveles Máximos Permisibles de Emisiones para las Actividades Eléctricas) y D.S 029-94-EM (Normas para la Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas). 80 En el MEM están disponibles los lineamientos en caso de necesitarlos tal como se menciona más arriba. 189. El estudio debe incluir Planes de Manejo Ambiental (PMA), que tratarán de minimizar, evitar o compensar los efectos negativos y cualquier beneficio potencial, especialmente las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales. 5.3.2 Planes de Manejo de Cuenca 190. Estos planes forman parte del Estudio de Impacto Ambiental de un proyecto hidroeléctrico. El plan de manejo establece los lineamientos y medidas para el manejo y administración de los aspectos hidrológicos y los recursos hídricos. 5.4 Derechos de Paso 191. Un derecho de paso o servidumbre de paso es un privilegio para pasar por el terreno de otro, por el cual el tenedor del derecho de servidumbre adquiere solamente un usufructo razonable y habitual de la propiedad, y el propietario del terreno retiene los beneficios y privilegios de la propiedad compatible con la servidumbre de paso. 192. Para las concesiones definitivas, los derechos de paso son aplicados por el Estado y el propietario de la tierra no puede rechazar su imposición, la que se ejecuta otorgando una compensación o alquilando la tierra sobre la que se aplicará el derecho de paso. 193. Los derechos de paso pueden ser temporales o permanentes, y el concesionario debe solicitar a la Dirección General de Electricidad, DGE su aplicación (puesto que es el Estado quien hará cumplir el derecho de paso) y presentar un informe descriptivo y explicativo. Los mismos deben especificarse cuando se solicita la obtención de una concesión temporal y definitiva. 5.4.1 Cuestiones y Asuntos Actuales · Existen irregularidades en relación con el registro de la tierra y la capacidad de aplicar el derecho de paso. Uno de los problemas es el actual sistema dual que distingue entre propiedad y posesión. Si se trata del último caso, o la tierra pertenece a una comunidad, es más difícil aplicar el derecho de paso62. · Con frecuencia el proceso se demora por problemas existentes en el registro de los derechos de paso y las propiedades afectadas.63 · Algunas veces las expectativas no son manejadas apropiadamente. 62 Por ejemplo, con frecuencia ha sido extremadamente difícil la selección de canteras que se necesitan para la construcción. 63 Por ejemplo, los derechos de paso solamente se pueden registrar electrónicamente y archivarse con la documentación de la concesión definitiva cuando los terrenos todavía no se han registrado. De lo contrario, aparecerán en el Registro de la Tierra pero no en el archivo electrónico de la concesión y esto puede hacer más lento el proceso de compensación. 81 · Las rivalidades entre comunidades son a menudo ignoradas, aumentando así el riesgo de conflictos entre los distintos grupos afectados. · Los talleres y audiencias públicas con frecuencia no están bien organizados, se realizan en lugares inapropiados, sin la adecuada traducción, y no tienen en cuenta las características individuales de cada comunidad. Es necesario promover la legitimidad otorgando un adecuado nivel de participación, el acceso a la información y deliberación. · Falta un marco legal que permita una efectiva evaluación del impacto social de un proyecto y un acuerdo social, incluyendo la población indígena y otros grupos de la comunidad local. El sector hidroeléctrico podría beneficiarse con un canal permanente de información, como otros sectores energéticos ya han implementado. Este plan de evaluación social tendría un enfoque definido, estipulando la documentación y estudios requeridos, el proceso de aprobación, el marco y los plazos de entrega, los acuerdos alcanzados, implementación y control. Dicho estudio se realizaría en forma independiente pero se lo integraría en el estudio ambiental. 194. Por su sensibilidad e importancia en esos casos de contar con una buena relación desde el inicio, la aplicación de los derechos de paso y las expropiaciones, y los mecanismos disponibles para permitir el diálogo y compartir la información, es necesario que se le preste la atención apropiada durante la vida útil del proyecto, y se debe incluir un exhaustivo y sistemático análisis social en todo estudio ambiental. 5.5 Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos 195. No se necesita más tener un Certificado aprobado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) para obtener una concesión definitiva,64 si bien los patrocinadores y desarrolladores de proyecto prefieren presentar su solicitud durante la fase de los estudios, la que debe presentarse al Instituto Nacional de Cultura (INC). Este certificado se requiere antes de la construcción. 196. Las reglamentaciones son muy débiles en esta área, y no existen medidas para garantizar el seguimiento de las medidas de protección, los requisitos no están especificados y las demoras son frecuentes. 5.6 Marco Legal para la Inversión Extranjera en la Producción de Energía 197. El Gobierno de Perú recientemente promulgó una nueva ley de arbitraje65 destinada a promover el arbitraje nacional e internacional y facilitar la ejecución de fallos emitidos por tribunales extranjeros. 64 Decreto Legislativo No. 1003, Decreto Legislativo que Agiliza Trámites para la Ejecución de Obras Públicas, El Peruano 2 de mayo 2008. 65 Decreto Legislativo No. 1071 Decreto Legislativo que Norma el Arbitraje, El Peruano 27 de junio 2008. 82 198. No existe un régimen especial para las inversiones extranjeras en este sector (contrario a lo que sucede en otras áreas donde las inversiones extranjeras tienen un tratamiento especial: el contrato adquiere el status de una ley, logrando así mejores garantías, en virtud del artículo 62 de la Constitución de Perú, 1357 del Código Civil y la ley 26438). Sin embargo, los contratos de generación de energía tienden a ser inversiones a largo plazo y se beneficiarían enormemente con la estabilidad legal y fiscal y las cláusulas de transparencia y las garantías generales legales tales como las que se mencionan más arriba. 199. Si bien no forma parte del Tratado sobre la Carta de la Energía (Energy Charter Treaty) en el que se especifican los arbitrajes referentes a las inversiones extranjeras realizadas en el sector, junto con los lineamientos generales y el alcance de dichos contratos, Perú ha firmado una serie de Tratados Bilaterales de Inversión (BIT)66 y recientemente ha firmado un conjunto de acuerdos con Brasil relacionados con la generación de energía para su uso en centrales hidroeléctricas en Perú. 200. Por otra parte, Perú es miembro del Centro Internacional de Arregos de Disputas de Inversiones (CIADI) y actualmente tiene un arbitraje sobre inversión pendiente referido a tarifas y transmisión eléctricas (ARB 06/13 Aguaytia LLC versus República del Perú), registrado el 18 de julio de 2006, y ha tenido uno previo (Duke Energy International Peru Investments No 1, Ltd. versus República del Perú). Es de esperar que los tribunales internacionales como el CIADI ganen más relevancia en asuntos de agua, sector en el que algunas decisiones ya se han convertido en hitos. 5.7 Conclusiones y Recomendaciones 201. La naturaleza compleja y multisectorial de los proyectos hidroeléctricos se traduce en la participación de muchos actores en el proceso, varios de los cuales no tienen la suficiente capacidad técnica. La percepción es que la densidad del proceso y los frecuentes cambios producidos por las reformas en la legislación, hacen que el proceso sea impredecible y excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los derechos de agua y los derechos de paso tiene importantes vacíos y no resuelve satisfactoriamente los asuntos y conflictos que se presentan, incluyendo los relacionados con la población indígena y otros grupos en las comunidades locales, que a menudo surgen por el uso del agua y que se convierten así en una barrera para el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos. 202. Mientras el sistema de las concesiones temporales y definitivas para los proyectos hidroeléctricos ha sido útil para darle soporte al entorno que permite la preparación del proyecto, hay espacio para mejorarlo y hacerlo más eficiente. Dos áreas importantes que merecen ser revisadas son: (a) la necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel más avanzado de la fase de preparación del proyecto; preferentemente, después de llevar a cabo un proceso competitivo y de que los proyectos tengan asegurado un PPA a través de una subasta de ventas de energía o de una competencia por un proyecto específico. En 66 30 actualmente registrados en el CIADI. 83 ambos casos, los proyectos deben contar con un permiso ambiental previo a la subasta. Este enfoque serviría para evitar derechos de exclusividad anticipados que podrían dificultar la competencia y, por lo tanto, ser una barrera a un proceso más eficiente; y (b) la necesidad de revisar la naturaleza indefinida y abierta de las concesiones definitivas con el propósito de introducir una cláusula de terminación o extención bajo condiciones a convenir. Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos hidroeléctricos de gran escala, tales como los que se están preparando con miras a exportar electricidad a Brasil, puesto que la incorporación de la competencia en un proyecto que ha sido preparado por un solo grupo tiene la posibilidad de rendir beneficios económicos considerables para el país.67 203. Mientras que la Administración actual se ha embarcado en una nueva reestructuración del sector eléctrico, es de interés del negocio hidroeléctrico restaurar la claridad de los procesos para los derechos de agua. Dos cuestiones de especial importancia para la generación hidroeléctrica son: El establecimiento de mecanismo efectivo para compartir los beneficios serviría para alinear los intereses de las comunidades afectadas y de los desarrolladores de proyectos y, por ende, serviría para apoyar el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer las relaciones entre el Estado, la comunidad y el proyecto. Un marco legal que reconozca que el uso de agua en los proyectos hidroeléctricos, en la mayoría de los casos, no es consuntivo. 204. Si bien las evaluaciones ambientales para los proyectos de energía se han preparado desde mediados de la década de 1990, aún existe un conjunto de problemas que se deben resolver, junto con el conflicto de intereses inherente a la función dual del MEM como promotor y regulador de los proyectos. Los problemas clave comprenden la calidad de los estudios ambientales, los procesos de consultas débiles incluyendo la consulta con la población indígena y otros grupos en las comunidades afectadas y la ausencia de un marco apropiado para tratar las cuestiones sociales. Algunas recomendaciones específicas para mejorar el EIS y/o el proceso completo de la evaluación ambiental y social son las siguientes: · Establecer un sistema de auditoría independiente y objetivo, cuyos miembros tengan suficiente experiencia técnica para realizar una correcta evaluación del estudio presentado por el Ministerio de Energía y Minas. · Una adecuada asignación del presupuesto para el control del proceso. · Definir requerimientos mínimos claros y apropiados para los estudios, con el propósito de garantizar un nivel de uniformidad en lo que hace a calidad y contenido. A este fin, el MEM debiera tomar la iniciativa y definir términos de referencia estandarizados. 67 La reciente experiencia de Brasil al subastar los proyectos del Río Madeira (dos proyectos hidroeléctricos de gran escala con una capacidad que suma los 6,500 MW), que habían sido preparados por un solo consorcio, resultó en una reducción del costo alrededor del 30%. En el Capítulo 6 se presenta el análisis de esta experiencia. 84 · Buscar la adecuada coordinación de los estudios que tengan lugar en la misma área o que afecten la misma cuenca del río. · Trabajar hacia el establecimiento de un acuerdo social a través de un proceso de consulta más abierto y legítimo, buscando la participación de ONG locales y los mecanismos para alinear los intereses de todas las partes interesadas. · Proveer capacitación en las mejores prácticas para las salvaguardas ambientales y sociales para todas las partes interesadas. 85 6. MARCO HABILITANTE: SISTEMA REGULADOR Y SUBASTAS 205. El presente capítulo describe una visión general del sector eléctrico peruano focalizando en su marco regulador y, en particular, en su sistema de precios. También se analiza la producción de energía y las políticas de gas natural, el sistema de subastas para el suministro de electricidad, los requerimientos de inversión y los roles del sector privado y del sector público en lo que respecta a satisfacer los requerimientos futuros de electricidad del país. 6.1 Panorama del Sector Eléctrico en Perú 6.1.1 Estructura del Mercado 206. El sector eléctrico en Perú fue reformado y reestructurado entre 1991 y 1993 y luego siguió el proceso de privatización y concesión. La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992/9368 definió un nuevo marco legal y regulador para el sector. La propiedad de los principales activos del sector fue transferida del sector público al sector privado, junto con la administración y operación de las principales instalaciones eléctricas. El nuevo marco legal creó un ente regulador para el sector, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, OSINERGMIN y definió la metodología para establecer las tarifas, otorgar concesiones, definir los lineamientos para el servicio al cliente y la responsabilidad de los operadores. La función del Estado se limitó a definir la política y las reglamentaciones generales, al otorgamiento de concesiones y a la planificación básica del sector. 207. La legislación del sector considera dos categorías de usuarios del servicio público de electricidad: usuarios del servicio, según su volumen de demanda de energía. Una categoría es la llamada "grandes usuarios", son aquellos usuarios con una demanda igual o superior a los 1,000 kilovatios (un megavatio), y la otra categoría está constituida por los usuarios regulados "pequeños". Los grandes usuarios (también llamados usuarios "libres") contratan directamente el suministro de electricidad con los generadores o compañías de distribución, mediante contratos bilaterales libremente negociados bajo condiciones competitivas no reguladas. Las compañías de distribución tienen la obligación de suministrar electricidad a los usuarios minoristas o regulados, en sus áreas de concesión, a un precio regulado establecido por el ente regulador. La operación de generación (el "despacho" del suministro) está a cargo del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).69 La Figura 6.1 muestra en forma esquemática la estructura del mercado eléctrico peruano. 68 Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y sus reglamentaciones; Ley N°25844 y Decreto Supremo (DS) N°009-93-EM. 69 COES realiza el despacho en tiempo real del suministro de generación, siguiendo un procedimiento de orden de méritos en base al costo. El mercado mayorista en realidad es un "mercado de diferencias" de cantidades contratadas (bilateralmente o a través de subastas). COES también administra el mercado mayorista, determinando las obligaciones de pago entre generadores, grandes usuarios y compañías de distribución, de conformidad con el balance individual del despacho de energía. 86 208. Hasta 1997, el consumo de electricidad de los usuarios minoristas representaba aproximadamente el 65% del consumo total; el 35% restante correspondía al consumo de los grandes usuarios. En los últimos diez años, esta proporción se ha modificado y en 2008, el porcentaje de consumo de los grandes usuarios representó el 46% del total. Este último porcentaje es relativamente alto si se lo compara con otros países de la región donde el consumo de los grandes usuarios de electricidad representa no más del 30 por ciento del total. Esto tiene una gran influencia en el mercado eléctrico porque los proveedores de electricidad pueden negociar contratos para un gran segmento de la demanda sin las restricciones de un precio regulado. Figura 6.1: Estructura del Mercado Eléctrico Peruano Mercado "No Regulado" Contrato US$ (Clientes "Libres"/Grandes MWh Usuarios) "Mercado" Regulado" (Clientes Regulados) Tarifa US$ Distribuidores Sistema Servicios "Minorista" Mercado Competitivo Distribución Cliente Regulado Distribuidores/Grandes Usuarios Contrato US$ MWh COES Info Administración Contrato US$ Operaciones Mercado Sistema Arreglo y Transferencias Red de Precio Spot US$ Contratos con Info Alto Voltaje Generadores Generadores/Distribuidor MWh es/ Grandes Usuarios Contrato US$ 209. Durante el transcurso de los primeros años de la reforma del sector, las inversiones en los segmentos generación, transmisión y distribución se incrementaron según los requerimientos de la demanda, alcanzando un pico de aproximadamente US$760 millones en 1999, seguido de una fuerte caída hasta el año 2003 cuando solamente alcanzaron alrededor de US$230 millones. Tanto las autoridades del sector como el gobierno se mostraron preocupados por esta caída en la inversión y en el consecuente menor margen de reserva de generación del sistema. Esta caída tuvo su origen en un extendido período seco durante los años 2003 y 2004. Como consecuencia de ello, en junio de 2005 el Poder Ejecutivo le presentó al Congreso una ley de electricidad complementaria para resolver el problema. En julio de 2006, el Congreso aprobó la Ley No. 28832 a fin de "asegurar el desarrollo eficiente de la generación de energía". Esta ley nueva introdujo importantes cambios en la LCE, principalmente 87 respecto de la regulación de los segmentos generación y transmisión, la administración y funcionamiento del mercado eléctrico y la determinación de los precios de la electricidad70. La LCE y la Ley N° 28832 constituyen el marco legal del sector eléctrico en Perú. 6.1.2 Suministro de Electricidad 210. Los requerimientos de electricidad del país son satisfechos por dos fuentes generales: la autogeneración/consumo de energía eléctrica por parte de algunos consumidores (principalmente "grandes" consumidores de los sectores minero e industrial) y por la generación del sistema de "servicio público". En 2008, la autogeneración de energía eléctrica representó solamente un 5.5 por ciento del total, mostrando la creciente dependencia de la gran industria minera del suministro de electricidad proveniente del sistema nacional.71 En 2008, la producción de electricidad para el servicio público alcanzó los 30,829.2 GWh, de los cuales el 61.2 por ciento provino de recursos hidroeléctricos, siendo éste el porcentaje más bajo en los últimos cinco años (ver Figura 6.2). 70 Los cambios más importantes introducidos por la Ley 28832 fueron: (a) en el segmento generación, la creación de un mecanismo competitivo de subastas obligatorio para contratar el suministro con las compañías de distribución; (b) en el segmento transmisión, la formalización de la planificación de la actividad de transmisión y un proceso de licitación para construir y operar la ampliación requerida del sistema de transmisión resultante de dicha planificación; (c) modificación de la composición y gobierno del COES con la introducción de las compañías de distribución y los grandes usuarios como miembros nuevos; y (d) en cuanto a precios, en el segemento generación la transferencia (pass through) de los precios de las subastas como parte de la tarifa de generación regulada, y la estabilidad de la remuneración de transmisión para las instalaciones existentes y transferencia de los resultados del proceso de licitación para las instalaciones nuevas. 71 Es también importante recalcar que la principal reducción en la autogeneración de energía eléctrica ha tenido lugar en el sector hídrico, pasando de una producción anual superior a los 1,300 GWh en el período 1992-1997, a solamente un promedio alrededor de los 430 GWh durante el período 1998-2008 (en 2008, la autogeneración de energía hidroeléctrica fue de 462.2 GWh). Mientras tanto, la autogeneración de energía térmica ha mantenido su producción promedio anual en aproximadamente 2,000 GWh durante todo el período 1992-2008 (en 2008, la autogeneración de energía térmica fue de 1,335.6 GWh). 88 Figura 6.2: Evolución del Sistema de Producción de Energía en el Período 1998-2008 Producción de Energía en el Sistema Periodo 1999-2008 35,000 30,000 25,000 11,958 Gigavatios-Hora 9,092 6,452 20,000 5,518 6,243 2,780 3,242 Térmico 2,025 2,580 Hidro 15,000 3,255 10,000 19,161 19,107 18,871 17,188 17,638 18,118 17,101 17,567 14,111 15,747 5,000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Año 211. Este importante nivel de reducción en la participación de la producción de energía hidroeléctrica en todo el volumen de la generación de electricidad, es el resultado de un cambio en la inversión al pasar de los proyectos hidroeléctricos a proyectos térmicos, alentado por las características favorables para la inversión de las centrales térmicas y el bajo precio del gas.72 A modo de comparación, la generación térmica de electricidad saltó de 3,242 GWh en 2003 a un pico record de 11,958 GWh en 2008, es decir, un incremento del 270 por ciento en cinco años. El gas natural es el combustible principal de la generacón térmica, representando el 31 por ciento del total de la generación. La generación térmica restante es producida por centrales que utilizan combustible de petróleo (diesel y residual) y a carbón, representando el 5 y 3 por ciento respectivamente. 212. Este incremento considerable en la producción térmica se inició en 2004, con el inicio de la operación del gasoducto de gas natural de Camisea. La capacidad de producción de energía a gas aumentó de 340 MW en 2004 a 1,313 MW en 2007, por un factor de casi cuatro. 213. El año 2008 fue crítico para el suministro de electricidad. Las inversiones del sector privado en generación fueron inferiores a lo esperado y la implementación de algunos proyectos sufrió retrasos. Un indicio de la gravedad del problema fue que, por primera vez desde la reforma del sector eléctrico, el sistema eléctrico sufrió cortes de energía de magnitud significativa durante dos días consecutivos en agosto de 2008, debido a la congestión que tuvo lugar en el sistema de transmisión, la limitación de la 72 La única central hidroeléctrica de mediana escala construida y puesta en marcha en los últimos cinco años fue Yuncan, con una capacidad instalada de 135 MW. El proyecto fue financiado y construido por el sector público, utilizando un crédito blando a largo plazo de Japón, y posteriormente fue transferida al sector privado. 89 capacidad en el gasoducto de Camisea, el bajo nivel de generación hidroeléctrica y la falta de reservas adecuadas. 214. Algunos números de la capacidad de generación son engañosos si no son utilizados correctamente al medir la capacidad de reserva de un sistema, en especial si ese sistema incluye un mayor componente hidroeléctrico. En general, la mayor parte de los sistemas dominados por centrales hidroeléctricas, están limitados en cuanto a la energía (ver Recuadro 6.1). Las centrales hidroeléctricas desarrolladas en Perú en su mayoría son del tipo de paso, sin almacenamiento o muy limitado. Por lo tanto, la diferencia entre la capacidad de energía hidroeléctrica del sistema durante la estación húmeda y la estación seca (y entre un año húmedo y un año seco) es significativa, y afecta no sólo la producción de energía si no también la capacidad de energía para cubrir la demanda pico. Recuadro 6.1: Margen de Reserva La capacidad instalada de generación no es una buena medida de la capacidad de un sistema de energía para satisfacer la demanda de punta con un adecuado nivel de confiabilidad (con reservas suficientes para soportar las contingencias normales, como la probabilidad de una falla en alguna de las centrales eléctricas). Por ejemplo, la capacidad instalada total del sistema en 2008 alcanzó los 6,020 MW, muy superior a la demanda de punta de 4,200 MW. Esto no significa que el sistema tiene un alto nivel de reserva superior al 40%. En primer lugar, la capacidad de las centrales hidroeléctricas está limitada por la disponibilidad de agua; por lo tanto, debemos mirar la capacidad firme del sistema; la capacidad durante la estación seca de las centrales hidroeléctricas y la capacidad disponible de las centrales térmicas (producción real de las centrales en lugar de la capacidad inscripta en la placa). En 2008 la capacidad firme del sistema fue aproximadamente de 5,100 MW. En segundo lugar, la demanda de punta de está en el extremo de la entrega y la capacidad firme en el extremo del suministro del sistema eléctrico, en consecuencia, se deben tener en cuenta las pérdidas. En 2008 las pérdidas totales estimadas del sistema fueron del 13.1% (2.2% transmisión, 3% sub-transmisión y 7.9% distribucion), por ende la demanda de punta de energía vista desde el extremo del suministro fue alrededor de 4,833 MW. En conclusión, la reserva del sistema de generación, durante la estación seca en 2008, fue solamente de 5.25%, lo que representa un nivel de reserva bajo para un sistema en el que dominan las centrales hidroeléctricas. 215. Si la nueva generación de electricidad se pone en marcha tal como se ha planeado para 2009: alrededor de 590 MW en nuevas unidades térmicas a gas, y alrededor de 230 MW en centrales hidroeléctricas, estas centrales proveerán la capacidad de energía adicional necesaria para cubrir la demanda esperada y aumentar el margen de reserva hasta un nivel más confortable, superior al 20 por ciento. Si el pasado reciente es un indicio, las nuevas inversiones en el sector, principalmente del sector privado, han sido muy cautelosas y a menudo inferiores a los requerimientos, o se han producido con un importante retraso. En términos generales, los proyectos hidroeléctricos se perciben como una inversión de mucho mayor riesgo que los proyectos térmicos. 216. El gobierno ha tomado medidas para impedir cualquier corte posible de energía mediante el dictado de un decreto de urgencia73 por el que se le permite a las empresas de 73 Decreto de Urgencia N°037-2008 del 21 de agosto de 2008; para "asegurar oportunamente el suministro de electricidad al Sistema Interconectado Nacional". 90 propiedad del estado, adquirir la capacidad de generación necesaria en caso de requerirlo. El costo de esta generación será incorporado a la tarifa de electricidad, pero su costo marginal no será tenido en cuenta para determinar el costo marginal del sistema (no afectará el precio de las transacciones en el mercado spot). Los incrementos en las tarifas de electricidad serán diferentes según el tipo de usuario, en proporción de 1, 2 y 4 para los usuarios minoristas regulados, usuarios minoristas no regulados y grandes usuarios, respectivamente. 217. Si bien el decreto tiene un período de aplicación temporal de tres años, y se lo reconoce como una respuesta necesaria a la posible situación crítica del sector, también es cierto que, por primera vez, una intervención púbica directa afecta algunos principios básicos de la reforma de 1992-1993. Lo que está claro es que el sector eléctrico peruano enfrentará un desafío difícil en los próximos años para hacer frente a la mayor demanda resultante de su importante crecimiento económico y a la necesidad de dirigir una mirada fresca a la estructura del sector y al modelo del mercado. 6.1.3 Demanda de Electricidad 218. El consumo de electricidad ha crecido a una tasa promedio de 8.14 por ciento durante los últimos cinco años. Los incrementos en los últimos dos años, 2006-2007 y 2007-2008, han sido del 10.9 por ciento y del 9.9 por ciento, respectivamente, mostrando una tendencia creciente vinculada al crecimiento económico del país. Es muy probable que la recesión económica impactará en esta tendencia, reduciendo el crecimiento anual de la demanda de electricidad, en el corto a mediano plazo, a un nivel más moderado del 6 al 7 por ciento, o inferior. 219. En 2008 el consumo de electricidad en el sector industrial representó el 57% del total, seguido por el consumo residencial con un 24 por ciento, el consumo comercial con el 17 por ciento y otros consumos con el 2 por ciento (del cual el alumbrado público es el más grande). El consumo total en 2008 fue de 27,169.4 GWh. La demanda de punta de energía en 2008 ascendió a 4,200 MW; un 5.87 por ciento superior a la de 2007, pero significativamente menor que el incremento record de 10.8 por ciento que tuviera lugar entre 2006 y 2007. La capacidad efectiva de generación fue de 5,562 MW, de los cuales 2,946 MW (53 por ciento) provino de centrales hidroeléctricas. Con un crecimiento moderado del 6 por ciento en la demanda pico, se necesitará no menos de 1,800 MW de capacidad efectiva nueva para cubrir la demanda futura de energía en los próximos cinco años. 6.2 Regímenes de Precios para Generación 6.2.1 Ventas Directas a Grandes Consumidores 220. El mercado de los grandes usuarios (el mercado "libre") en Perú representa el 46 por ciento de la demanda total; es decir, un mercado de envergadura. En 2008, el consumo de electricidad en este mercado, compuesto por 247 usuarios, fue de 12,587 GWh con una demanda de energía maxima de 1,570 MW (37.4 por ciento de la 91 demanda de punta del sistema). La industria minera ha representado el 54.3 por ciento del consumo, seguida por la industria de la fundición con el 12.5 por ciento. La industria minera también representó la cifra más grande de usuarios con 58. El factor de carga de esta demanda ha sido de 0.915. El usuario más grande es Southern Peru Cooper Corporation (SPCC), que también es la mina de cobre más grande del país. La demanda de energía contratada por SPCC en 2008 fue de 200 MW y su consumo de energía fue de 1,632 GWh. Los diez grandes usuarios, de los cuales seis son compañías mineras, tres industrias de fundición/metalúrgicas y una compañía de cemento, representaron una demanda de punta próxima a los 1,000 MW (966.5 MW para ser exactos) y un consumo de electricidad de aproximadamente 6,310 GWh en 2008 (la mitad del consumo total de los grandes usuarios). 221. El precio promedio de energía en el mercado libre fue de US$ 44.5 por MWh y el precio promedio de energía equivalente (capacidad) fue de US$ 10.6 por megavatio-hora. La Figura 6.3 muestra las variaciones mensuales de los precios en el mercado libre durante 2008, así como la tarifa regulada de generación en barra (que incluye el pago por capacidad de energía) para fines comparativos. Se puede apreciar que el precio del mercado libre sigue de cerca los valores de la tarifa regulada en barra, en particular durante la estación húmeda (diciembre a abril), y es superior durante la estación seca. 222. Desde el punto de vista de un desarrollador de un proyecto hidroeléctrico, el mercado libre es un segmento importante para buscar ventas por contrato y, posiblemente, financiamiento. Las industrias minera y de fundición/metalúrgica movilizan grandes inversiones a largo plazo y exigen seguridad del suministro del servicio eléctrico; esta es la razón por la cual tradicionalmente estas industrias han tenido autogeneración de energía eléctrica y han desarrollado sus propias centrales hidroeléctricas en el pasado. La asociación entre grandes usuarios y proyectos hidroeléctricos es una opción que debiera analizarse en mayor detalle a fin de combatir la reducción de las inversiones y encarar los riesgos de la nueva generación hidroeléctrica. Un ejemplo de este enfoque es el desarrollo de la central hidroeléctrica El Platanal. 223. Es también importante recalcar que el 85 por ciento de los contratos celebrados en el mercado libre lo son por períodos de hasta 5 años, y solamente cinco contratos estipulan plazos superiores a los 10 años, que son más adecuados para el suministro de electricidad de origen hidroeléctrico (Cuadro 6.1). 92 Figura 6.3: Precios en el Mercado Libre en 2008 Precio Promedio de Contratos Libres y Tarifa Regulada de Barra Mensuales en 2008 80 70 60 57 US$ por MWh 57 50 51 48 45 40 43 43 42 39 39 38 38 30 20 10 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Energía Capacidad Total Tarifa Barra Cuadro 6.1: Plazos de Contratos en el Mercado Libre Contratos Plazo del Cantidad Total Contratos con con Contrato de Contratos Distribuidores Generadores Hasta un año 49 19 30 1 a 2 años 51 17 34 2 a 5 años 92 38 54 5 a 10 años 30 20 10 10 a 15 años 4 4 0 > 15 años 1 0 1 Total 227 98 129 6.2.2 Tarifas de Electricidad y Precios en el Mercado Regulado 224. El esquema tarifario eléctrico74 de Perú está diseñado en base a la recuperación total del costo en cada uno de los tres segmentos, los sistemas de generación, transmisión y distribución. La tarifa regulada de generación de energía la determina OSINERGMIN todos los años, de conformidad con la evolución esperada de la demanda y la capacidad de suministro del segmento generación, los precios del combustible, los precios competitivos de las subastas de generación y otros parámetros económicos (como los 74 Es necesario recordar que las tarifas se aplican solamente a los usuarios de electricidad regulados, es decir, con demandas inferiores a un megavatio. Los grandes usuarios no tienen una tarifa de electricidad; ellos contratan el suministro a precios libremente negociados con las compañías de generación y de distribución. 93 índices de precio y la inflación).75 COES realiza el despacho en tiempo real del suministro de generación, siguiendo un procedimiento de orden de méritos en base al costo, independientemente de cualquier contrato bilateral o de los resultados de las subastas de generación. Las transacciones horarias (en realidad cada 15 minutos) entre generadores, compañías de distribución y grandes usuarios en el mercado mayorista tienen lugar al precio "marginal/spot" (de la última unidad en el orden de méritos del despacho). El mercado mayorista es, en realidad, un "mercado de diferencias" entre las cantidades contratadas (bilateralmente o a través de subastas) y las "demandadas" por el despacho. COES también administra el mercado mayorista, estableciendo las obligaciones de pago entre los generadores, grandes usuarios y compañías de distribución. 225. Para la determinación de las tarifas, las 24 horas de un día se dividen en dos bloques: uno de 5 horas entre las 18:00 y 23:00 horas llamado "período de punta", cuando la demanda está en su nivel máximo, y las 19 horas restantes llamado "periódo fuera de punta", cuando la demanda de electricidad es inferior. La tarifa de electricidad es calculada, y los precios son ofrecidos por las compañías de generación, para estos dos bloques horarios. Puesto que el despacho operativo se realiza por orden de méritos en base al costo, es evidente que el precio de electricidad de punta es superior al precio fuera de punta. 226. Las redes de transmisión y subtransmisión son de acceso abierto y las tarifas son reguladas según un procedimiento económico en base al costo y los resultados de las licitaciones competitivas para las instalaciones de transmisión requeridas de conformidad con el procedimiento de planificación de transmisión. Las tarifas de transmisión se recalculan todos los años. La tarifa de distribución ("Valor Agregado de Distribución", VAD), se regula según un empresa eficiente modelo en base al costo, para cada uno de los cinco "sectores típicos de distribución" (densidad alta urbano, densidad media urbano, baja densidad urbano, urbano-rural, y rural). El VAD para las distintas zonas y compañías de distribución se recalcula cada cuatro años. La tarifa para un usuario típico regulado final está compuesta por: la tarifa de generación, GT + tarifa de transmisión, TT + tarifa de distribución, VAD. 227. Las tarifas de transmisión y distribución están reguladas para todos los tipos de usuarios. El segmento generación, por otra parte, tiene diferentes regímenes de "precio"; una tarifa de generación para usuarios minoristas, determinada por un ente regulador, y dos opciones para los grandes usuarios: (a) negociar directamente los volúmenes y precios de electricidad con los proveedores (compañías de generación o distribución), o (b) participar en las subastas de suministro de electricidad contempladas en las 75 La tarifa en barra de energía regulada de referencia es calculada por el ente regulador como el costo marginal promedio de la energía del sistema, en base a una simulación de tres años (del año anterior histórico y de los dos próximos años futuros). Este precio de referencia es ponderado con los precios que se originan en las subastas de suministro a fin de obtener el precio final en barra que se aplica en las tarifas. Actualmente, el 65 por ciento del precio regulado de la energía proviene de las subastas y el 35 por ciento restante del precio en barra de referencia. 94 reglamentaciones, como parte de una demanda global con las compañías de distribución; por ende, la cantidad y el precio serán el resultado de la subasta. 228. Dos son los parámetros de precios importantes en el funcionamiento del mercado mayorista de generación: (a) el precio marginal ("spot") de la energía utilizado por el COES para equilibrar las "transacciones" entre los generadores, y (b) la tarifa en barra de energía76 calculada por el ente regulador todos los años, en base a una simulación de operación económica de 3 años, combinado con los resultados de precio de las subastas de suministro que realizan los distribuidores. Las compañías de distribución le pagan a los generadores el suministro de energía utilizado por el mercado regulado a la tarifa regulada de generación de energía. 229. El precio marginal de la energía es un valor continuo fluctuante determinado por el costo operativo de la unidad de generación de costo más alto (la última) que se necesita para cubrir la demanda de punta de electricidad del sistema en un momento específico. Por ejemplo, en la Figura 6.4 (en rojo) se muestra una relación típica de la capacidad de generación acumulativa (en el eje X), ascendente según el orden de costo operativo creciente de las unidades de generación (en el eje Y) para la estación seca de 2008. Figura 6.4: Curva de Precios de Generación de Energía vs. Demanda de Energía para la Estación Seca 2008 Dry Season Energy Price vs. Power Demand 310 280 2008 Peak Pow er 250 Demand 220 4 200 MW 190 US$/MWh 160 2007 Peak Pow er Demand 130 3 965 MW Regulated 100 Energy Price 32.4 US$/MWh 70 40 10 Dry Season Hydro Pow er 2 250 -20 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 MW 76 El término "en barra" se utiliza habitualmente en el área de sistemas de energía para referirse a los nodos de la red de transmisión (por lo general las principales subestaciones del sistema). Los precios de generación se calculan para cada uno de los nodos principales (la diferencia en precio entre los nodos son el resultado de las pérdidas de transmisión). Si no se menciona un nodo específico, por lo general los precios se refieren a Santa Rosa, el principal nodo ubicado en Lima. 95 230. Como se puede ver, el costo de generación es cero hasta la capacidad hidroeléctrica de 2,250 MW, y luego comienza a aumentar a medida que las plantas térmicas son necesarias para cubrir la demanda. Hasta los 3,250 MW de demanda, el costo marginal operativo es inferior a 10 US$/MWh, entonces entre los 3,250 y los 3,800 MW el costo marginal operativo comienza a subir hasta aproximadamente los 50 US$/MWh. La última sección de la curva tiene un ascenso más brusco de alrededor de 150 US$/MWh para alcanzar el valor de 200 US$/MWh justo en 450 MW de incremento en la demanda (exactamente por encima de la demanda de punta de 2008). A modo de referencia, también se muestra el precio regulado promedio de energía (tarifa) en verde (con un valor de 32.4 US$/MWh). La curva del costo marginal (en rojo) no es estática. Si en un día dado una unidad de generación está fuera de servicio (por mantenimiento o por una parada forzada), la parte de la curva correspondiente a la capacidad de energía de dicha unidad es eliminada, y la parte restante de la curva se mueve hacia la izquierda para cerrar la brecha, incrementando así el costo marginal a los niveles más altos de consumo. 231. Por la naturaleza altamente fluctuante del costo marginal, es una práctica común, con fines de comparación, utilizar en cambio los promedios diario, semanal, mensual o anual.77 El Cuadro 6.2 y la Figura 6.5 muestran la evolución del precio marginal promedio de la energía y la tarifa en el período de diez años 1998-2008. Se puede observar que entre 1998 y 2002, el precio marginal estuvo por debajo de la tarifa regulada; de allí en adelante, el precio marginal comenzó una tendencia creciente, alcanzando un pico record en 2008. El Cuadro 6.2 también incluye los precios marginales promedios mensuales más altos y más bajos para cada año, evidenciando una variación significativa. También es importante recalcar que los valores del costo promedio marginal y la tarifa regulada no difieren mucho entre 1998 y 2002, pero a partir de 2003 en adelante la tarifa regulada de generación de energía ha estado muy por debajo del costo marginal.78 77 Los costos marginales se registran cada 15 minutos a los fines de balancear las transacciones, por lo tanto, en un solo día hay 96 valores, y en un año hay 35,040 valores. 78 Esta situación fue uno de los principales factores que obligó a las compañías de generación a rechazar la contratación del suministro con las compañías de distribución para el mercado regulado; y que presionó por cambios en la regulación en 2006. 96 Cuadro 6.2: Evolución de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008 Precion Marginal de Energía y Tarifa a Nivel Generación Precio Marginal en US$ por Megavatio-Hora Tarifa Año Mayor Menor Promedio US$/MWh 1998 35,53 10,80 24,4 25,5 1999 33,64 5,93 16,1 24,8 2000 37,44 5,81 21,9 27,1 2001 39,18 7,30 22,1 28,7 2002 51,23 10,34 27,2 28,3 2003 65,89 11,14 38,3 27,1 2004 112,39 23,94 68,5 22,3 2005 98,81 21,85 63,8 29,5 2006 149,81 24,06 68,1 29,0 2007 65,45 25,00 38,3 29,7 2008 236,00 17,00 89,4 32,4 232. La Figura 6.5 muestra que 2007 tuvo costos marginales mucho mejores (inferiores) que los tres años anteriores con valores similares a 2003. La Figura 6.6 muestra que esta tendencia decreciente continuó durante los primeros cinco meses de 2008, pero los problemas comenzaron en junio con un aumento triple, y luego alcanzaron un record mensual histórico de 236 US$ por megavatio-hora en julio de 2008. 233. Una característica importante del sistema de precios de electricidad en el Perú es que los cargos y pagos del suministro a/desde los usuarios finales y entre los participantes del mercado mayorista, tienen como base un sistema de tarifa en dos partes, muy similar al esquema clásico de precios de demanda de punta, cargos por capacidad y de energía. El pago por capacidad se basa en la inversión anualizada y en los costos de O&M de una unidad de generación de punta, de una "capacidad adecuada en relación con el tamño del sistema y los requerimientos de reserva" (en las reglamentaciones esta cantidad se llama "precio básico de potencia"). Todos los años el ente regulador determina las características principales de esta unidad, con el propósito de aplicarla en la revisión periódica de las tarifas de generación. La unidad pico de referencia actual es una unidad generadora en base a gas natural de ciclo abierto de 175.6 MW (la inversión de referencia resulta de las estadísticas de los últimos cinco años publicadas en Gas Turbine World). 97 Figura 6.5: Evolución de los Precios Promedio de Electricidad 1998-2008 Precio Marginal Promedio de Energía y Tarifa Regulada de Generación 100 90 US$ por Megavatio-Hora 89.4 80 70 68.5 68.1 60 63.8 50 40 32.4 28.7 28.3 29.5 29.0 29.7 27.1 27.1 38.3 38.3 30 24.8 22.3 20 27.2 16.1 21.9 22.1 10 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Year Precio Marginal Tarifa Figura 6.6: Precio Marginal Promedio Mensual de Energía y Tarifa 2008 Precio Marginal y Tarifa Regulada Mensual en el 2008 250 236 US$ por Megavatio-Hora 200 185 150 166 154 100 82 50 32.0 35.8 36.2 63 33.6 34.8 34.7 31.3 61 29.2 29.4 31.1 29.1 31.9 48 17 18 21 21 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Mes Precio Marginal Tarifa 234. El pago por capacidad recibido por cada unidad se determina por la contribución de la unidad para cubrir la demanda de punta y el "precio base de potencia". La contribución de la unidad para cubrir la demanda de punta se basa en la "capacidad firme" de la unidad, ajustada por un factor necesario para "satisfacer" la demanda total del sistema más el margen de reserva requerido, mediante la acumulación de capacidades 98 firmes ajustadas "reducidas" (o aumentadas) de las plantas generadoras (primero las plantas hidroeléctricas y luego las termoeléctricas). 235. La capacidad firme de las unidades térmicas está relativamente bien definida en la literatura técnica. Los factores de disponibilidad para los distintos tipos de unidades termoeléctricas se recopilan y publican en forma regular. Por lo tanto, existe un alto grado de certidumbre para estimar los ingresos futuros provenientes de los pagos por capacidad para las centrales termoeléctricas. Por otra parte, en el caso de las centrales hidroeléctricas, la naturaleza probabilística de la hidrología introduce un factor de riesgo que no está presente en el caso de las centrales termoeléctricas. En consecuencia, la capacidad firme de las centrales hidroeléctricas está vinculada a la persistencia de la probabilidad del caudal de agua disponible. La regulación peruana establece un nivel del 95 por ciento de persistencia de probabilidad hidrológica para definir la capacidad firme de una planta hidroeléctrica. 6.3 Generación de Energía y Políticas de Gas Natural 236. El sector eléctrico peruano está fuertemente vinculado a y depende del suministro de gas natural proveniente del yacimiento de Camisea, el cual tiene reservas relativamente grandes. Si bien la legislación del sector de los hidrocarburos de Perú considera al sector como parte de un mercado competitivo, el gobierno tiene un interés particular en fijar políticas relacionadas con el sector, especialmente en lo relativo al consumo interno y a las condiciones de exportación. La situación del suministro de gas natural proveniente del gasoducto Camisea, especialmente la limitación del transporte, ha afectado, y podría continuar afectando a la generación de electricidad. 237. El proyecto Camisea comenzó a operar en agosto de 2004. El transporte del gas natural proveniente de Camisea se realiza por un solo gasoducto desde el yacimiento hasta el city gate de Lurín, ubicado a 60 km al sur de la ciudad de Lima, y está a cargo de Transportadora de Gas del Perú (TGP). Desde Lurín hasta Lima-Callao (la estación terminal), el transporte lo provee Cálidda, la compañía de distribución de gas de Lima. Hay también un tramo de gasoducto desde la estación terminal ubicada en Callao hasta Ventanilla (zona norte de Lima), donde se encuentra ubicada una central térmica del mismo nombre. Las otras tres centrales eléctricas que utilizan el gas natural de Camisea son Santa Rosa, ubicada en la zona céntrica de Lima, Chilca y Kallpa ubicada en Chilca, 70 km al sur de Lima, próxima al city gate. 238. El gasoducto tiene diferentes tramos a lo largo de su recorrido con diámetros y capacidades decrecientes. El tramo inicial de aproximadamente 211 km de longitud, desde el yacimiento hasta el extremo del área de selva de la ruta, tiene una capacidad máxima de 1,200 MMCFD. El segundo tramo de 297 km de longitud, en el área de la Cordillera de los Andes, tiene una capacidad máxima de 450 MMCFD. El tercer tramo de 226 km de longitud hasta el city gate, en la costa, tiene una capacidad de 400 MMCFD y el tramo del gasoducto de 600 km de longitud desde el city gate hasta la estación terminal de Callao, con una capacidad de 200 MMCFD. Por último el gasoducto de 7 km de longitud que suministra gas a la central eléctrica de Ventanilla tiene una 99 capacidad máxima de 150 MMCFD. Se debe mencionar que las actuales instalaciones de compresión del gasoducto de transporte, no son suficientes para permitir el uso del segundo y tercer tramo del gasoducto en sus máximas capacidades. Las capacidades estimadas actuales de estos tramos son 250 y 200 MMCFD, respectivamente. Si bien TGP se encuentra ya en proceso de ampliar las instalaciones de compresión, se espera que una primera etapa de las instalaciones requeridas, para una capacidad de 380 MMCFD, entrará en operaciones entre medianos y fines de 2009, y la segunda etapa para alcanzar la capacidad máxima de 450 MMCFD, estará terminada a comienzos de 2010. 239. La utilización del gas natural de Camisea para la generación eléctrica comenzó modestamente, satisfaciendo hasta fines de 2004 los requerimientos de suministro de combustible de una sola central generadora (Ventanilla), totalizando un consumo de 360 MMCF. El consumo de la central generadora de electricidad creció muy rápido, alcanzando casi los 46,000 MMCF en 2007, y ello representaba un promedio diario de 125.6 MMCFD. Las estimaciones de la demanda del gas de Camisea del sector eléctrico, para los próximos cinco años, señalan un incremento del 80% hasta aproximadamente 235 MMCFD para 2012, que corresponde entre 700 a 800 MW de energía térmica adicional generada por centrales a gas. La capacidad actual de los últimos tramos del gasoducto está comenzando a crear cuellos de botellas en el suministro de gas. La demanda en 2008 para la generación de energía fue de 164 MMCFD y para otros usos alrededor de 76 MMCFD, totalizando 240 MMCFD, superior a la actual capacidad del tramo costero y prácticamente en el límite de la capacidad del tramo de los Andes. 240. Una vez que esté disponible la capacidad total del gasoducto Camisea en 2010, el MEM ha estimado que se podría instalar entre 2,200 MW y un máximo de 2,800 MW de generación térmica a gas natural utilizando el gas reservado de Camisea para uso interno (descontando otros usos menos la generación de energía). El MEM también ha señalado que el sector eléctrico no debe apurarse en utilizar este volumen si no que debiera utilizar otras fuentes alternativas de energía tales como la hidroeléctrica o eólica. No está claro cómo se aplicará esta política, teniendo en cuenta el precio bajo del gas procedente de Camisea. 241. El precio del gas natural de Camisea para uso interno en la generación de energía, es uno de los más bajos en la región, introduciendo una distorsión en el mercado de energía, en especial para el desarrollo de la generación alternativa de energía tal como la hidroelectricidad. Este precio también es un desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la generación termoeléctrica, haciendo que no sea económico instalar unidades de ciclo combinado. 242. El Cuadro 3.2 (Capítulo 3) muestra el precio del gas natural de Camisea para la generación de energía en 2008 para cada una de las cuatro centrales termoeléctricas principales. Mientras que el precio bajo del gas se traduce en un costo de producción de energía bajo de las centrales termoeléctricas, los usuarios de electricidad tienen que pagar 100 un cargo adicional en sus facturas por lo que se llama Garantía de Red Principal79 (GRP), que compensa parte del costo de inversión del gasoducto.80 El precio del gas natural en el punto de generación en Lima y sitios cercanos, es de aproximadamente US$2.2 por millón de BTU. Estos precios están entre los más bajos del mundo (para una comparación, ver Cuadro 3.1 en el Capítulo 3). 243. Se estimó el costo económico del gas natural sobre un enfoque de valor netback y se concluyó que, para un escenario caracterizado por un precio a largo plazo del petróleo de US$75/bbl, el valor netback del gas para la exportación de LNG sería de US$4.4/MMBTU, es decir, el doble del precio actual de la generación de energía. Se entiende que la política del MEM referente al precio del gas natural de Camisea es mantener este precio promocional interno por lo menos para el período estipulado en el contrato renegociado con los productores (que establece un incremento que no supere el 5 por ciento en el precio del gas natural anualmente, y que no sea superior al incremento porcentual de los combustibles líquidos) y, después de este período inicial de 5 años, los incrementos anuales debieran ser inferiores al incremento porcentual de los combustibles líquidos. Es necesario recalcar, sin embargo, que esta política de precios es exclusiva de los yacimientos iniciales de Camisea (conocidos como lotes 48 y 55) y no se aplica a cualquier otra explotación o yacimientos de gas natural en la misma área de Camisea o en otros sitios. 244. Por último, también se debe mencionar que recientemente, debido a las limitaciones en el suministro, el MEM estableció un orden de prioridad para el suministro del gas natural, manteniendo las actuales obligaciones contractuales, principalmente el contrato de exportación de LNG a México. El orden de prioridad comienza con el suministro de gas a los consumidores residenciales, seguido por el gas natural comprimido para transporte y luego para generación de energía (para las unidades de ciclo combinado primero, y después, para las unidades de ciclo abierto). Los usuarios industriales y comerciales han sido relegados al final de la lista y tendrían que competir con las futuras exportaciones por el suministro de gas natural. 6.4 El Sistema de Subastas de Suministro de Energía en Perú 245. Dos modificaciones importantes en la regulación de la generación de energía que introdujo la Ley N° 28832 de 2006, de reforma del sector eléctrico, fueron la instauración de subastas obligatorias para el suministro de energía por parte de las compañías de distribución para asegurarle el servicio a los usuarios regulados, y un nuevo procedimiento para determinar la tarifa de la generación de energía para los usuarios 79 Los estudios para el gasoducto Camisea mostraron tarifas de transporte altas poco atractivas, debido a la baja demanda esperada durante los años iniciales de la producción de gas. Los inversores en el gasoducto le solicitaron al Gobierno garantizar un uso/pago mínimo por capacidad durante los primeros años de funcionamiento del gasoducto. El MEM y el ente regulador diseñaron la GRP como una garantía de pago. 80 Por ejemplo, en 2007, la tarifa de transporte de gas a pagar por la GRP ha sido de US$1.381 por megavatio-mes, lo que equivale aproximadamene a 0.245 centavos de US$ por kilovatio-hora. La GRP está llegando a su finalización; por lo tanto, su tarifa se ha reducido considerablemente en 2008 (aproximadamente un quinto de la tarifa de la GRP de 2007). 101 regulados, bajo el cual el precio(s) resultante de las subastas de suministro de energía es un componente principal del precio de generación de energía. Cambios reguladores similares se introdujeron en otros países de la región (Brasil, Chile y Colombia) con el propósito de atraer niveles adecuados de inversión para la nueva generación de electricidad requerida. 246. El esquema básico del sistema de subastas de Perú para el sector eléctrico, estipulado en la Ley N° 28832, tiene las siguientes características: El suministro de generación a las compañías de distribución para los usuarios regulados se podría establecer mediante: (a) contratación directa a un precio que no sea superior al nodo (también conocido como "barra") que genera una tarifa que es determinada por el ente regulador, o (b) contratos que resulten de las subastas competitivas del suministro de energía; La demanda esperada de los usuarios regulados debe ser contratada en su totalidad por las compañías de distribución, al menos para los próximos dos años; Los distribuidores podrán combinar sus demandas para participar en forma conjunta en una subasta de suministro de energía, y los grandes usuarios ("libres") podrán solicitar la incorporación de su demanda en una subasta de suministro de energía; Los distribuidores deben convocar a las subastas de suministro de electricidad con una anticipación no menor a los tres años antes de su requerimiento de demanda, y con una duración del contrato no inferior a los cinco años, lapso de tiempo insuficiente para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos de mediana a gran escala; Durante el período inicial transitorio de tres años de aplicación de la ley (que finalizará en junio de 2009), las subastas de suministro de energía se podrían realizar con una anticipación menor a los tres años y para períodos contractuales inferiores a los cinco años; El ente regulador determinará un precio tope "sellado" para cada subasta, por encima del cual no se aceptará ninguna oferta. El ente regulador puede modificar el precio tope después de cada ronda de subasta declarada desierta. 247. En abril de 2007, el ente regulador del sector, OSINERGMIN, definió los Lineamientos Generales y el Contrato Modelo para las Subastas de Suministro de Energía (Resolución 101-2007-OS/CD) que deben utilizar las compañías de distribución durante el período transitorio de tres años. Posteriormente, en octubre de 2008, el Ministerio de Energía y Minas aprobó las reglamentaciones generales de las subastas de suministro de energía (DS 052-2007-EM) y OSINERGMIN, en diciembre de 2008, aprobó los Procedimientos para las Subastas de Suministro de Energía a Largo Plazo (Resolución 688-2008-OS/CD). 248. Las reglamentaciones generales de las subastas aprobadas por el MEM y los procedimientos de OSINERGMIN para las subastas de largo plazo, establecen normas adicionales, entre ellas las siguientes: El procedimiento para subastas temporales determina un método de subasta a sobre sellado para presentar las propuestas. En las reglamentaciones permanentes, 102 los distribuidores pueden optar entre el sobre sellado y un método electrónico de subasta de "reloj descendente" a cargo de un subastador. Los generadores pueden presentar más de una oferta independiente; Las ofertas se pueden presentar por un plazo más corto que el que solicitan los distribuidores; Las cantidades ofrecidas (potencia y energía asociada) por parte de los generadores deben especificarse para cada mes del año, sin decrecer durante el período de la oferta; Las licitaciones se aceptan en orden ascedente de precios, si son inferiores o iguales al precio tope, hasta la cantidad de energía solicitada, o hasta que no haya más ofertas; Las propuestas ganadoras se pagan al precio ofertado (una subasta discriminatoria de precios); El precio tope se hace público en el caso que la subasta se declare total o parcialmente desierta (no se cubrió el 100 por ciento de la cantidad demandada), y que al menos una de las ofertas tenga un precio superior al precio tope; Si la cantidad demandada no se ha cubierto en su totalidad, se hará una nueva ronda de licitación para completar la cantidad solicitada. Los generadores que participaron en una ronda previa de licitación no tienen obligación de participar en la ronda nueva, ni tampoco está prohibido participar en una ronda de licitación si un generador no participó en las rondas previas; y Si las subastas son convocadas con una anticipación superior a los tres años, las compañías de distribución recibirán un pago a modo de incentivo81, que se sumará al precio del generador de las subastas, y luego transferido a los consumidores; este incentivo no puede ser superior al 3%. 249. Existen dos decretos que se aprobaron en 2008 para promover la generación hidroeléctrica, y que están relacionados con el sistema de subastas. En primer lugar, el Decreto Legislativo (DL) N°1041 extendió el plazo máximo inicial de 10 años del contrato estipulado en la Ley No. 28832, para las ofertas ganadoras en las subastas, a un plazo de 20 años (en mayor coincidencia con el financiamiento a largo plazo de las centrales hidroeléctricas); e introdujo un "descuento" en el precio ofrecido para la hidroeléctrica que participa en las subastas de suministro de energía, cuando se la compara con otras tecnologías de generación de electricidad (básicamente, generación térmoeléctrica). El descuento aplicable será determinado por el ente regulador en cada subasta. En segundo lugar, el Decreto Legislativo (DL) N°1058 estableció un incentivo impositivo, permitiendo una depreciación acelerada en 5 años para las inversiones de capital en proyectos hidroeléctricos. 250. El propósito principal del plazo transitorio de la subasta de suministro de energía fue corregir la deficiencia existente en las obligaciones de suministro de energía de las 81 La formula del incentivo es: PI (en %) = (MA-36)2/2x63; donde PI es el incentivo de precio en porcentaje del precio promedio ganador en la subasta, y MA es la cantidad de meses en anticipación de la cantidad requerida, cuando la subasta es convocada (mayor de 36). De tal manera una subasta convocada con una anticipación de 6 años (72 meses por adelantado), resultará en un incentivo del 3% para el distribuidor, el máximo permitido. 103 compañías de distribución, por el "rechazo" de los generadores de contratar el suministro de energía a la tarifa regulada. Como resultado de esta situación, una parte importante de la demanda regulada no fue cubierta por los contratos de suministro; por lo tanto, los distribuidores involucrados estaban "tomando" sus requerimientos de energía del sistema y consignando sus correspondientes pagos, calculados a la tarifa regulada de generación. 251. Durante el período transitorio se realizaron diez subastas diferentes, dos en 2006, tres en 2007, cuatro en 2008 y una en 2009 (Cuadro 6.3). Los requerimientos de la primera subasta en 2006, fueron prácticamente cubiertos en su totalidad en una sola ronda, y la segunda subasta fue cubierta en un 70.3 por ciento en dos rondas (la segunda ronda fue declarada desierta). El precio promedio de estas dos subastas fue de 9.11 Nuevos Soles por MWh. 252. Las subastas realizadas en 2007 y, en especial en 2008, fueron menos exitosas alcanzando una cobertura reducida (con muchos rondas declaradas desiertas) a pesar de los precios tope más altos. Es evidente que numerosas subastas tuvieron éxito bajo el régimen temporal, en particular cuando participaron las empresas de distribución estatales. Parece que los generadores han sido reacios a contratar a precios que están próximos a la tarifa regulada. También se debe hacer notar que, bajo el esquema elegido en base a un precio tope "sellado", los generadores tienen un incentivo para licitar un precio alto en la ronda inicial para descubrir el precio tope y luego estar en una mejor posición para las rondas subsiguientes, una vez que se hace público el precio tope inicial. Si bien ya concluyó el régimen temporal, observadores del sector consideran que las futuras subastas, bajo las reglamentaciones permanentes para los contratos de largo plazo, podrían enfrentar dificultades similares si no se introducen algunos cambios para corregir las deficiencias y si los precios tope siguen siendo bajos. 104 Cuadro 6.3: Subastas durante el Período Transitorio 2006-2009 Precio Promedio Compañías de Distribución en la Precio Tope Año Ronda Fecha % Cubierto Aceptado Subasta US$/MWh US$/MWh Distriluz ­ Electrosur 1 18.12.06 99.2% 2.846 2.85 1 18.12.06 70.3% 2.846 2.85 2006 Luz del Sur ­ Electro Sur Medio (ELSM) 2 16.03.07 Desierto - No abierto Total 70.3% 2.846 1 06.09.07 66.7% 3.347 3.516 2 18.11.07 13.1% 3.515 3.49 3 06.12.07 Desierto - 3.496 Edelnor ­ Luz del Sur 4 27.12.07 15.8% 3.469 3.513 5 28.02.08 3.5% 3.294 3.512 6 31.03.08 0.9% 3.462 No abierto 2007 Total 100% 3.386 - Luz del Sur ­ ELSM - Edecañete 1 13.12.07 74.3% 3.476 3.567 1 27.12.07 Desierto - No abierto 2 12.02.08 Desierto - No abierto Coelvisac 3 08.04.08 Desierto - No abierto 4 09.05.08 Desierto - No abierto 5 30.05.08 Desierto - No abierto 1 04.01.08 Desierto - No abierto 2 28.02.08 Desierto - No abierto Hidrandina ­ Electro Nor Oeste ­ 3 31.03.08 19.1% 3.611 No abierto Electrocentro - Electro Ucayali 4 30.04.08 3.3% 3.766 3.903 Total 22.4% 3.634 - 1 04.01.08 Desierto - No abierto Electro Sur Este ­ SEAL ­ Electrosur ­ Desierto No abierto 2008 Electro Puno 2 31.03.08 - 3 28.04.08 Desierto - No abierto 1 24.10.08 Desierto - No abierto Electro Sur Medio 2 01.12.08 Desierto - No abierto 3 12.01.09 Desierto - No abierto 1 22.10.08 30% 4.333 4.444 Luz del Sur - Edecañete 2 12.12.08 Desierto - No abierto Total 30% 4.333 - Hidrandina - Electronoroeste -Electronorte 2009 - Electrocentro - SEAL - Electro Puno - 1 30.01.09 Desierto - 3.604 Electro Sur Este 253. El sistema de subastas de energía de Perú es diferente de los esquemas brasilero y colombiano en distintos aspectos. En primer lugar, en el sistema peruano no se hace distinción de la fuente de suministro entre centrales existentes y futuras ni en cuanto al tipo de generación, térmica con cualquier combustible o renovable, hidroeléctrica en particular. Así mismo, no hay subastas para proyectos. Lo que se subasta es el suministro de electricidad (la potencia y la producción de energía de las centrales), no 105 proyectos específicos. Si bien no existe prohibición en las reglamentaciones de limitar la subasta del suministro de energía a un tipo particular de generación de electricidad, la interpretación lógica de las reglamentaciones es que todos los tipos de generación deben competir abiertamente en las subastas. 254. Otra característica importante del sistema de subastas peruano es que la cantidad básica que se subasta es la demanda por capacidad y su energía de punta y fuera de punta "asociada". Los precios ofertados son solamente sobre la energía (de punta y fuera de punta); mientras que los pagos de electricidad se proveen mediante un procedimiento estándar para pagos de capacidad (es decir, un precio administrado). Los requerimientos/ofertas de energía se dividen en dos partes; una parte mínima fija que será provista/tomada (y pagada) por los generadores/distribuidores, y una cantidad optativa adicional variable (hasta el 20 por ciento de la cantidad fija) solicitada por los distribuidores. La parte fija es considerada una parte take-or-pay, y el monto adicional es pagado como se toma sin obligación alguna por una toma mínima. La energía firme, como en el caso de Brasil, o el suministro de "confiabilidad", como en el de Colombia, no forma parte del esquema de Perú. 6.4.1 Generación hidroeléctrica y el sistema de subastas 255. Si bien las reglamentaciones del sistema de subastas no discriminan contra ninguna tecnología en particular, algunas cláusulas pueden impactar de diferente forma en la generación hidroeléctrica o en la generación termoeléctrica. Por ejemplo, el período de anticipación no inferior a tres años requerido para el llamado a licitación. La mayor parte de las centrales térmicas se pueden construir en un plazo de tres años, por ende la nueva generación térmica podría participar en una subasta convocada con ese plazo de anticipación. Las centrales hidroeléctricas medianas y grandes requieren, por lo general, más de tres años para su construcción; por lo tanto, nuevas centrales hidroeléctricas no podrían participar en una subasta llamada con una anticipación de tres años. Así mismo, el incremento en el plazo de anticipación tiende a aumentar los riesgos del distribuidor que no ve ventaja alguna en hacerlo de esa forma. 256. La solución propuesta para el problema señalado ha sido la introducción, en las reglamentaciones, de un incentivo económico para las compañías de distribución (con un tope del 3%) para llamar a licitación con un perído de anticipación superior a los tres años. El problema con el mecanismo aprobado radica en que el mencionado incentivo parece insignificante cuando se lo pondera contra los riesgos de tomar un compromiso avanzado. Así mismo, representa un costo adicional para los consumidores sin un beneficio económico evidente. Por otra parte, el incentivo, tal como está diseñado, podría crear comportamientos oportunistas entre los distribuidores para obtener el beneficio del precio sin una verdadera necesidad de incrementar el período de anticipación. Una alternativa más efectiva que el incentivo indicado, es forzar el período de anticipación, en algunas subastas, a la cantidad de años requeridos para construir nuevas centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, en el sistema de subastas de Brasil, las licitaciones para "energía nueva" (provista por las centrales nuevas) se convocan con diferentes períodos de anticipación de tres, cinco o siete años. 106 257. Otro tema importante es el descuento sobre los precios de la energía hidroeléctrica introducido recientemente en el sistema de subastas. Según el monto del descuento, esta medida puede tener un impacto positivo importante para la promoción de la generación hidroeléctrica. No obstante, se debe recalcar que una intervención de este tipo podría introducir (o ampliar) las distorsiones de precio en el sector y producir una combinación de plantas menos óptima; si el monto del descuento no es económicamente racional. La regla general para tener un descuento económico eficiente es fijar este monto al nivel requerido para compensar las "barreras de costos" de las distorsiones de precios hidroeléctricos y/u otras existentes que favorecen a otras tecnologías. Si el monto del descuento es inferior al necesario, no se obtendrá suficente capacidad hidroeléctrica en las subastas. Si el descuento es muy alto, se obtendrá algo de energía hidroeléctrica ineficiente. Como se indica en el Capítulo 3, el costo evitado de una central térmica equivalente que combina una OCCT y una CCGT,82 calculada al costo económico del gas, sería la referencia económicamente justificada para el cálculo del descuento. 258. Otro aspecto digno de ser mencionado, independientemente de las reglas de la subasta, es la mayor dificultad intrínseca que los proyectos hidroeléctricos tienen para diseñar una estrategia de licitación exitosa en las subastas comparada con las centrales térmicas. La capacidad efectiva de las centrales térmicas está bien definida y la producción de energía no tiene limitación hasta este límite de capacidad.83 De manera que estas centrales enfrentan riesgos menores cuando ofertan en una subasta. Por otra parte, la capacidad efectiva y la producción de energía de las centrales hidroeléctricas son valores probabilísticos, que tienen variaciones estacionales y anuales, y por lo tanto implican riesgos mayores en una subasta. 259. La capacidad firme hidroeléctrica, y su energía asociadas, es la única cantidad "segura" que se puede ofertar en una subasta; la pregunta es a qué precio. Para la mayoría de las centrales hidroeléctricas, sería prohibitivo definir el precio de la energía firme a un valor para recuperar todos sus requerimientos de ingresos, puesto que de este modo, es probable que no sean competitivos. La energía hidroeléctrica firme debe tener un precio que sea competitivo con la generación térmica de carga base (centrales de ciclo combinado a gas). A este precio, no se cubrirán todos los requerimientos de ingresos. Los ingresos adicionales requeridos debieran provenir de los pagos efectivos de capacidad y de la energía adicional disponible (energía secundaria) de la central. Aquí existen dos posibilidades: (a) vender toda la capacidad/energía adicional en la subasta a un precio más alto que el precio de la energía firme; o (b) vender solamente parte de la capacidad/energía adicional en la subasta y dejar el resto para venderlo al sistema, en el futuro, al precio marginal de la energía.84 82 La suposición es que, ante la ausencia del proyecto hidroeléctrico, la energía y capacidad equivalentes serían provistas por una combinación de proyectos con unidades de ciclo abierto y unidades de ciclo combinado a gas. 83 Esta condición se aplica solamente cuando no hay restricciones en el suministro de combustible. Como se indica en otra parte del presente informe, este no ha sido el caso del gas natural de Camisea que, en 2008, tenía (y continuará teniendo en el corto plazo) limitaciones de transporte en su gasoducto, y también algunas limitaciones de producción. 84 El despacho por orden de mérito de la generación según el costo marginal de la energía, asegura la operación de las centrales hidroeléctricas bajo todo tipo de condición; por lo tanto, siempre recibirán el 107 260. Debido a que los proyectos hidroeléctricos tienen características individuales específicas, su participación en las subastas tiene que ser cuidadosamente planificada, identificando la cartera disponible de proyectos, los requerimientos mínimos para que sean parte de la cartera, y el tipo de combinación de energía económicamente deseable. Un tema que se desprende de la discusión previa es que un esquema centralizado de subastas, en oposición al actual sistema descentralizado en el que los distribuidores "controlan" las subastas, sería mucho más efectivo para establecer las cantidades demandadas adecuadas y guiar las subastas para obtener una combinación mejor (más económica) de centrales en todo el sistema. 6.4.2 Licitación de proyectos hidroeléctricos en forma individual 261. Un punto a tener en cuenta cuidadosamente es la ventaja de licitar proyectos hidroeléctricos en forma individual, como fue el caso de Río Madeira en Brasil. La reciente experiencia de Brasil en la licitación de los proyectos Madeira (dos centrales hidroeléctricas de gran escala ubicadas en el Estado de Rondonia, sumando ambas 6,500 MW, que había sido preparada por un consorcio solo) produjo una reducción en el costo de aproximadamente el 30%, lo que representará un ahorro para los consumidores de unos US$ 500 millones por año. El éxito de la subasta de Río Madeira al lograr un proceso competitivo efectivo se puede atribuir en gran medida a la evaluación de los riesgos técnicos que fue posible a través de la participación de un pequeño grupo de expertos internacionales altamente calificados. Con este fin, el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil contrató, a través del Banco Mundial, la asistencia de tres expertos y de una firma consultora especializada para evaluar los principales riesgos relacionados con el proyecto, a saber: (a) una sólida estimación de los costos de capital del proyecto; (b) el diseño de una subasta para un proyecto de gran escala, (c) evaluación de los problemas de sedimentación del proyecto, y (d) una evaluación independiente del diseño de las turbinas del proyecto. Este esfuerzo para romper la asimetría de la información, se completó con un programa del MME para divulgar los resultados de los estudios técnicos entre todas las partes interesadas, y un marco regulador que permitiera la licitación de proyectos en esta etapa al mismo tiempo que reconocía el valor comercial del trabajo preparatorio realizado por el grupo que había estado preparando el proyecto. 262. La licitación de proyectos hidroeléctricos en forma individual incorpora fuertes incentivos de eficiencia que apuntan a un mejor diseño e implementación del proyecto, y a tratar los conflictos de intereses que a menudo son inherentes a los consorcios que preparan los proyectos de infraestructura.85 Las subastas de proyectos podrían demostrar ser extremadamente beneficiosas en el caso de los proyectos de gran escala, tales como los que se están preparando en las cuencas orientales para la exportación de electricidad a pago por la energía vendida al sistema sin un contrato de respaldo, bilateral o como resultado de un proceso de subasta. Por otra parte, la energía térmica sin un contrato tiene que competir en precio para ser despachada y recibir el pago. 85 Un acuerdo que comúnmente se realiza en numerosos consorcios que participan en proyectos hidroeléctricos de gran escala es incluir, a menudo como socio principal, a una empresa contratista. Esto introduce un conjunto complejo y conflictivo de incentivos dentro del grupo, dado que, mientras el interés de algunos socios se focaliza en el negocio de vender energía, otros socios ­el contratista(s)- están interesados también en maximizar las utilidades durante la fase de construcción. 108 Brasil, debido a la escala de los recursos en juego y, consiguientemente, al enorme potencial de ahorros. El esquema de subastas de Perú no contempla directamente esta posibilidad; por lo tanto, se tendrían que definir reglamentaciones adicionales específicas. Teniendo en cuenta la complejidad de los proyectos hidroelécticos de gran escala, que exigen extensos estudios y costosas investigaciones de campo, un desafío importante es cómo atraer a la competencia hacia un proyecto que a menudo es preparado por un solo grupo, y que, en consecuencia, tiene una comprensión única y privilegiada de los desafíos y riesgos del proyecto. Por lo tanto, es fundamental que el gobierno encuentre una forma de romper esta asimetría de la información. Tal como se aprendiera de la experiencia adquirida en el proyecto Río Madeira, esto se puede hacer a través de estudios técnicos independientes de los principales riesgos del proyecto en cuestión, y poner esta información a disposición de todas las partes interesadas. Este esfuerzo técnico también debiera incluir una evaluación independiente de los costos del proyecto a fin de tener una referencia sólida para fijar un precio tope en el proceso de subasta. 263. Otro tema que en este caso requiere regulación es el procedimiento para transferir el suministro adquirido a la demanda (distribuidores y grandes usuarios), y los correspondientes acuerdos contractuales. Sin duda alguna, la introducicón de subastas de proyectos específicos afectará el sistema regular de subastas, reduciendo la cantidad de demanda disponible para las subastas competitivas. Una vez más, el actual sistema descentralizado de subastas no parece ajustarse adecuadamente a este tipo de licitación, la que exige coordinación de parte del sector público y la contribución de un enfoque de planificación que provea señales apropiadas de eficiencia. Este desafío es aún mayor cuando se trata de proyectos destinados a exportar electricidad ya que, en estos casos, la definición de la parte de energía que se destinará a exportación y la parte de energía que se destinará al mercado interno, deberá contar con el apoyo de un sólido esfuerzo de planificación con el propósito de optimizar los beneficios económicos para el país.86 6.5 Inversiones en el Sector Eléctrico y Participación del Sector Privado 264. Las inversiones en electricidad aumentaron sostenidamente durante los primeros años de la reforma del sector eléctrico en 1991-1992, alcanzando un pico de aproximadamente US$760 millones en 1999. A partir de allí, las inversiones comenzaron a decrecer hasta bajar a US$236 millones en 2003. Por ejemplo, las inversiones anuales promedio en generación durante el período 1995-2000 fueron de US$280 millones (de los cuales el 62 por ciento provino del sector privado), dos veces y media más que durante el período 2001-2004 (solamente US$116 millones, de los cuales el 38 por ciento provino del sector privado). Si bien la inversión anual en el segmento generación se ha recuperado desde el año 2004, el daño ya ha sido causado por la demora en la implementación de las nuevas centrales eléctricas requeridas. La Figura 6.7 muestra las inversiones en generación en el período 1995-2008, de los sectores público y privado. 86 Las decisiones relativas a los compromisos de exportar energía bajo acuerdos de largo plazo, deben ser consistentes con el interés nacional y, por ende, debieran hacer uso del soporte de un sólido esfuerzo de planificación central. Los volúmenes de exportación de un proyecto específico no se pueden estimar por los estudios de factibilidad puesto que dichos estudios no necesariamente consideran el interés del país exportador. 109 265. Las inversiones más importantes del sector privado en generación, en los últimos cinco años, se han realizado en centrales nuevas a gas. Por contraste, después de la construcción de las centrales hidroeléctricas Yanango (42.8 MW) y Chimay (142.2 MW) en 2000, que representó una inversión de aproximadamente US$160 millones por parte de Edegel, desde entonces el sector privado no ha construido ninguna otra central hidroeléctrica de mediana escala.87 Las inversiones del sector público en proyectos hidroeléctricos fueron la reconstrucción de la central eléctrica de Macchu Picchu (90 MW) en 2001 y la construcción de Yuncan (133.5 MW) en 2005, que se vendió en 2006 al sector privado. Figura 6.7: Inversión de los Sectores Público y Privado en el Segmento Generación en el período 1995-2008 Inversiones en Generación 1995-2008 450 417.2 400 361.5 373.8 365.4 350 343.4 337.7 Millones de US$ 285.1 300 289.6 280.9 260.4 250 240.2 250.8 214.4 205.1 200 193.5 163.0 159.6 150 139.7 100 109.8 107.8 97.8 87.2 92.6 50 46.1 33.5 30.0 20.1 0 7.6 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Privados Público Total 266. Así mismo, cabe notar que la inversión en el sistema de transmisión siempre ha sido un porcentaje bajo de las inversiones totales en el sector, representando solamente un poco más del 10 por ciento (en 2008, la inversión en el segmento transmisión fue de US$45.7 millones, 10.7 por ciento del total de US$424.7 millones). Este bajo nivel de inversión en transmisión, para un país relativamente extenso y con una topografía muy difícil, no es suficiente para garantizar un servicio de electricidad seguro. Solamente la parte central occidental del país (donde están ubicados los princiales centros de generación térmica y de carga ­ y la ciudad de Lima) tiene un sistema de transmisión relativamente adecuado. Las regiones norte y sur del país están interconectadas por segmentos débiles y sufren de una capacidad y reservas insuficientes. Esta situación tiene un impacto negativo en el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, teniendo en 87 Los inversores privados también desarrollaron tres centrales hidroeléctricas de pequeña escala durante este período: Poechos I (15.6 MW) en 2004; y Santa Rosa I (1.5 MW) y Santa Rosa II (1.2 MW), en 2005 y 2006, respectivamente. 110 cuenta que las ubicaciones de esos proyectos se encuentran por lo general lejos de los centros de carga. 267. Teniendo en cuenta la alta tasa de crecimiento de la demanda de los últimos años (aproximadamente 8 por ciento en los últimos dos años), se requieren inversiones considerables en la infraestructura de electricidad para continuar y evitar restricciones en el suministro. Aún en el caso que la tasa de crecimiento baje a un nivel más moderado del 6 al 7 por ciento (en línea con la reducción esperada de la tasa de crecimiento económico del país), se necesitará una capacidad nueva de generación en el orden de los 400 MW por año durante los próximos 5 años. Esto significa que no menos de aproximadamente US$1.700 millones se requerirán de inversión nueva en el segmento generación en los próximos cinco años (un mínimo de US$340 millones anuales). La inversión anual promedio en el segmento generación durante el período 2004-2008 fue de US$275.6 millones. 6.6 Problemas y Reacciones del Gobierno 268. Intervenciones en el sistema regulador. Aunque el gobierno reaccionó rápidamente frente a algunos problemas de corto plazo en el sector, realizando cambios específicos en el marco legal vigente, estas intervenciones han introducido una serie de medidas con un vasto impacto en las operaciones del sistema y en los precios/tarifas de electricidad. Por ejemplo, el Decreto de Urgencia N° 037-2008 del 21 de agosto de 2008, les permite a las empresas estatales del sector eléctrico adquirir la capacidad de generación necesaria para evitar los cortes de energía, siguiendo un procedimiento que está fuera del marco regulador establecido. Por otra parte, para moverse más rápido en la promoción de la hidroelectricidad, el MEM está utilizando los mecanismos ad hoc de licitación de ProInversión, ente estatal encargado de promover la inversión privada, en lugar del sistema de subastas que estipula la ley de electricidad. Por último, el impacto económico y financiero de todas estas medidas se transferirá, directa o indirectamente, a los consumidores de electricidad. 269. Si bien se reconoce que fue necesario hacer frente a los cada vez más crecientes problemas del sector, no está claro si las recientes medidas adoptadas por el gobierno tendrán un impacto deseable en el corto plazo. Asimismo, existe el riesgo de que estas medidas resulten en soluciones económicas ineficientes y también de que se introduzcan efectos secundarios de largo plazo no deseados en el marco legal y regulador general del sector eléctrico. 270. Distorsiones de precios en el sector eléctrico. La principal señal para la oferta y la demanda en un mercado es el precio del bien o servicio que se negocia. Aún en los mercados imperfectos, como es el caso del mercado eléctrico, su precio constituye la referencia más importante cuando se toman las decisiones de inversión y consumo. Antes del cambio en el sistema regulador de 2006, los generadores se quejaban de que la principal fuente de distorsión de precios en el mercado eléctrico era la inherente "discreción" reguladora al establecer administrativamente la tarifa de generación para el 111 mercado regulado, lo que resultaba en una tarifa de generación relativamente baja, poco atractiva para realizar inversiones nuevas. 271. Si bien las reglamentaciones vigentes antes de 2006 estipulaban que la tarifa de generación solamente podía fluctuar dentro de una banda de más o menos un 10 por ciento de los precios libres de mercado, la mayoría de los contratos de suministro libremente negociados estaban vinculados, directa o indirectamente, con la tarifa de regulada. De manera que, en la práctica, en vez de seguir el precio de la electricidad libremente negociado, los proveedores de electricidad preferían usar la tarifa administrativamente determinada como precio de referencia. Es importane señalar que, contrario a la lógica económica, el sector minero (que comprende a los usuarios de electricidad más grandes del país), negoció en algunos casos precios de electricidad a niveles más altos que otros grandes usuarios más pequeños. Si bien la autogeneración de electricidad es una alternativa viable para los grandes usuarios, no es una opción económica bajo condiciones normales, por lo tanto, los proveedores de electricidad tienen cierto poder de mercado en sus negociaciones con los usuarios "libres". 272. El mercado de los grandes usuarios, que representa aproximadamente el 50 por ciento de la demanda total de electricidad, no ha aportado la conexión necesaria, ni ha servido como la señal de guía para determinar la tarifa de generación para los usuarios minoristas regulados de electricidad. En cierta forma, este "fracaso" del modelo (o fracaso de los participantes del mercado en responder como se esperaba según el modelo), ha contribuido al drástico cambio en el diseño del mercado introducido por la ley de 2006 a través del sistema de subastas. El cambio del sistema regulador fue impulsado por la persistente queja de los generadores sobre la baja tarifa de generación. Teniendo en cuenta tanto la situación actual como la situación a corto plazo, el nuevo sistema de subastas no garantiza nuevas inversiones en el segmento generación. De alguna manera, el mercado de los grandes usuarios, que se encuentran principalmente en el sector minero, podría ser parte de la solución para la inversión en nuevos proyectos en el segmento generación, en particular en proyectos hidroeléctricos, tecnología ésta tradicionalmente vinculada a la minería. 273. Como se ha mencionado en distintas secciones del presente informe, una distorsión importante del precio en el sector eléctrico es el precio del gas natural para la generación termoeléctrica, sector que ha crecido muy rápido y que ahora alcanza el 32 por ciento de la generación total. Esta distorsión es el resultado de la aplicación de un precio interno especial diferente (inferior) al valor económico del gas, si se lo compara con sus sustitutos o usos alternativos. El uso de esta fuente de energía autóctona y relativamente abundante es política prioritaria del país, teniendo en cuenta que la licitación para la explotación del principal yacimiento de Camisea, y con posterioridad, las renegociaciones de los contratos, permitieron llegar a un precio interno descontado para todo tipo de consumo y, en especial, para la generación de energía. Se entiende que la política del MEM es mantener este precio interno promocional al menos por el plazo estipulado en el contrato renegociado con los productores (que establece un aumento que no sea superior al 5% en el precio del gas natural por año, y no más alto que el porcentaje de aumento en los combustibles líquidos). Esta política de precios se aplica a los 112 yacimientos iniciales de Camisea (conocidos como lotes 48 y 55), y que representan gran parte del gas que se utiliza en Perú. Cualquier otra explotación o yacimientos de gas natural en la misma área de Camisea, o en otros sitios, no están sujetos a esta política. 274. Planificación, seguridad del suministro, inversiones y rol del "mercado" en el desarrollo del sector eléctrico. La reforma del sector eléctrico que se llevara a cabo en la década de 1990, definió que el rol del sector público se limitaba a la regulación y monitoreo/supervisión del sector energético. Si bien la planificación todavía era una función del MEM, la misma fue reorientada como una política "referencial", quitándole cualquier carácter anterior de "obligatoria". El resultado fue la preparación de un documento "Plan Referencial" periódico en el que la dinámica de la participación/decisión del sector privado en inversiones nuevas no fue adecuadamente tratada. Evidentemente, este plan referencial fue de un valor limitado para las partes interesadas del sector eléctrico, teniendo en cuenta que la mayor parte de las decisiones de inversión estaba en manos del sector privado. El nuevo marco legal para el sector eléctrico definido en 2006, volvió a introducir la planificación obligatoria del segmento transmisión como una función "pública" del COES, el operador independiente de la red, pero también amplió el rol del mercado "privado" en el segmento generación mediante la inclusión de un sistema de subastas de suministro de electricidad. 275. Por lo tanto, el actual marco legal del sector eléctrico define la combinación de una planificación de transmisión, obligada por ley, y un enfoque de mercado (privado) para la ampliación de generación. La forma en que esta combinación funcionará en la práctica es incierta, considerando que por su propia naturaleza la ampliación del sector electricidad tiene que tratar simultáneamente con los componentes generación y transmisión. En el caso particular de los proyectos hidroeléctricos, esta interrelación es más importante, puesto que en muchos casos el costo de transmisión podría ser el factor económico o financiero que permite o impide un proyecto hidroeléctrico. 276. El suministro de energía eléctrica es un sistema complejo, no sólo desde el punto de vista de la ingeniería, si no también desde un punto de vista económico y regulatorio. Hay una ventaja comparativa fundamental entre el uso de la competencia y regulación para proveer eficiencia en los costos y, al mismo tiempo, mantener la seguridad del suministro de electricidad. La mayor parte de las reformas que se llevaron a cabo en la región, incluida la de Perú, no consideraron en forma explícita el tema de la seguridad del suministro de electricidad. En los modelos de reforma estaba implícito que las señales del precio del mercado competitivo aportarían los incentivos necesarios para ampliar el sistema, tal como era necesario, hasta un nivel de seguridad óptimo/económico. 277. Una lección principal de los 15 años de reforma en el sector eléctrico en América Latina, es que una ampliación de generación puramente dirigida por el mercado, no resuelve la extremadamente importante cuestión de la seguridad del suministro. Consciente de esta deficiencia, el marco legal de Chile estipuló penalidades para los generadores privados que no cumpliesen con una provisión adecuada de energía necesaria para satisfacer la demanda, haciéndolos a los generadores privados implícitamente responsables de la seguridad del suministro. No obstante, la crisis de la 113 electricidad de 1998, en la cual los generadores privados rehusaron aceptar su responsabilidad por el déficit en generación, puso de relieve la debilidad y falta de aplicabilidad de este tipo de medida reguladora. 278. La asignación adecuada de los roles del gobierno y los agentes privados, y la comprensión del grado de complementariedad que existe entre la planificación del gobierno y las operaciones del sector privado, constituyen la clave para avanzar hacia el desarrollo sostenible en cualquier sector de infraestructura. Si la planificación de electricidad, la seguridad del suministro de electricidad y el funcionamiento apropiado de un mercado eléctrico imperfecto de un país, siempre serán la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector, el marco legal del sector debiera reflejar esta importante función en forma adecuada y explícita. Este no es el caso en la legislación peruana, donde es evidente que el Estado necesita desempeñar un rol más activo a fin de garantizar un adecuado nivel de seguridad del suministro. La promoción de los proyectos hidroeléctricos y de otras tecnologías de energías renovables, es compatible con los objetivos de seguridad de la energía del país. Teniendo en cuenta la debilidad identificada en el sistema actual y los desafíos del entorno externo, se podría fortalecer el rol del gobierno en las siguientes áreas: · Planificación central: Fortalecimiento de la planificación central mediante una mejor integración de la planificación de generación y tansmisión, definiendo de este modo la base para un diseño estratégico de las subastas de energía y una sólida estrategia para la integración regional/acuerdos comerciales de energía, y una matriz de energía económica y ambientalmente sólida para el país. · Desarrollo de proyectos hidroeléctricos: Facilitar el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos mediante el fortalecimiento del sistema hidrométrico del país y la actualización de los inventarios de proyectos. · Eficiencia del consumo y opciones de inversión: Promover la eficiencia del consumo y las opciones de inversión, mediante un sistema tarifario que refleje el costo. A este fin, será necesario reevaluar la política de precios del gas para la generación de energía ­que amenaza el desarrollo sostenible del sector eléctrico e impone un conjunto de medidas compensatorias que podrían distorsionar aún más el sistema de incentivos- y analizar la posibilidad de mejorar el mecanismo de precios para capacidad y transmisión. · El proceso de subastas de energía: Realizar subastas de energía que no discriminen ningún tipo de tecnología y, cuando fuese necesario, considerar las siguientes opciones: (i) ofrecer primas o descuentos que sean económicamente racionales, es decir, mecanismos para corregir las distorsiones creadas por un sistema de precios imperfecto; y/o (ii) realizar subastas específicas de tecnología licitando grandes proyectos en forma individual. · Financiamiento: Considerando las amenazas de la actual crisis financiera, explorar la necesidad y posibilidades de actuar como intermediario financiero para movilizar un financiamiento más atractivo o, en casos específicos, como socio en asociaciones público-privadas. 114 279. ProInversión y la Subasta de Generación Hidroeléctrica. ProInversión es un ente gubernamental especializado cuyo consejo de administración está compuesto por siete ministros y es presidido por el Primer Ministro. La función principal de ProInversión es la promoción de la inversión privada mediante la transferencia de los activos públicos existentes, principalmente en manos de empresas o agencias de capital estatal ­ es decir, un proceso de privatización- y la concesión de instalaciones de infraestructura bajo el esquema clásico de contratos BOOT y sus variantes. Las principales actividades de este ente se han centrado en la concesión de instalaciones de transporte tales como caminos, puertos y aeropuertos; actividades todas reguladas por contratos. ProInversión puede firmar contratos en nombre del gobierno, otorgándoles a estos contratos un status elevado en la legislación peruana. 280. Por ley, ProInversión puede participar en la concesión de instalaciones de infraestructura de cualquier sector, incluido el sector energético. Esto ha sucedido recientemente a pedido del MEM (para la ampliación del sistema de transmisión), durante el período de transición mientras se implementa el proceso de planificación y licitación que establece la reforma de la Ley No. 28832. La concesión y condiciones contractuales de estos procesos fueron coordinados con el MEM y el ente regulador del sector eléctrico para asegurar la preservación del marco legal y regulador. 281. En respuesta a algunos problemas de suministro de corto plazo, el MEM recientemente adoptó medidas ad hoc para "promover" las inversiones en nueva generación. Estas medidas incluyen una solicitud del MEM a ProInversión para llevar a cabo una subasta exclusiva de energía hidroeléctrica la cual, a diferencia de su participación previa en transmisión (una actividad regulada), podría ser discutible. Una serie de cuestiones relacionadas con esta iniciativa exigen mayor aclaración: ¿Firmará ProInversión contratos con condiciones particulares con los nuevos inversores? Los contratos con los oferentes ganadores, ¿serán transferidos a los distribuidores? La licitación de ProInversión, ¿estará limitada (abierta) solamente a los proyectos hidroeléctricos que ya tienen una concesión? ¿Cuál sera el criterio de selección?, ¿habrá un límite de megavatios? ¿Habrá un precio tope en la licitación, y quién determinará este precio tope? ¿Qué pasará con la subasta planificada de suministro de energía de largo plazo que está preparando el ente regulador de conformidad con las reglas estipuladas en la ley de reforma No. 28831 de 2006, y sus reglamentaciones? 6.7 Conclusiones 282. Las dificultades del suministro de electricidad que ocurrieron en 2004 fueron ­ aparte de los problemas hidrológicos- los síntomas de una creciente preocupación por parte del sector privado, que se quejó de los precios de electricidad "bajos y poco atractivos" fijados por el ente regulador que impedían realizar inversiones en generación y transmisión nueva. Estas dificultades forzaron la reforma reguladora del sector 115 eléctrico de 2006 (Ley 28832) que introdujo un cambio conceptual mayor en la política de determinación de precios para generación y transmisión: de tarifas reguladas en base al costo económico a un sistema de subastas y transferencia de los precios resultantes. 283. El sistema regulador se encuentra actualmente en un período de transición hasta que se hayan desarrollado, aprobado e implementado todas las reglamentaciones de la Ley 28832. Si bien las reglamentaciones y procedimientos generales de las subastas de energía de largo plazo ya han sido aprobados por el MEM y OSINERGMIN (en diciembre de 2008), solamente se han implementado subastas de corto plazo. Estas subastas no han sido satisfactorias. La razón principal que explica la poca respuesta de los generadores, parece ser la falta de adecuados incentivos de precio, dado que los precios tope fueron fijados a niveles próximos al nivel de la tarifa regulada. Es probable que las subastas futuras, de conformidad con las reglamentaciones para los contratos de largo plazo, enfrenten dificultades similares si no se corrigen las actuales deficiencias del marco regulatorio. 284. En los próximos años, el sector energético de Perú tendrá el difícil desafío de hacer frente a un rápido crecimiento de la demanda y a la necesidad de darle un nuevo enfoque a la estructura del sector y al modelo de mercado. Un indicio de la gravedad de los problemas es que, por primera vez desde la reforma del sector, el servicio eléctrico está sufriendo cortes de energía de significativa magnitud por la congestión existente en el sistema de transmisión, las limitaciones de capacidad en el gasoducto Camisea, un bajo nivel de generación hidroeléctrica y la falta de reservas adecuadas, todos ellos problemas que exigen una atención urgente. Esta situación persistirá hasta que generación nueva entre en operación, hecho que no se espera ocurra hasta mediados o fines de 2009. 285. Si no hay un suministro nuevo de gas, o si está limitado, la generación térmica a gas natural llegará a su pico en 2012-2014, a un nivel de aproximadamente 2,200 MW a 2,800 MW. Toda generación adicional requerida tendría que provenir de otras fuentes, principalmente hidroeléctrica si fue posible. Por lo tanto, se debe considerar como alta prioridad un proceso de subastas exitoso para las centrales hidroeléctricas. Tal como se explica en capítulos anteriores, el potencial de la nueva generación hidroeléctrica en los próximos cinco años está en el orden de los 1,000 MW a 1,200 MW. Será necesario contar con un marco habilitante sostenible y adecuado para asegurar la ampliación del componente hidroeléctrico con posterioridad a ese período. 286. El precio del gas natural de Camisea para uso interno en la generación de energía es uno de los más bajos en la región. El mismo introduce una distorsión de precios que constituye una seria barrera para el desarrollo de una generación alternativa tal como la generación hidroeléctrica y otras energías renovables. Este precio también es un desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la generación térmica de energía, haciendo que no sea económico instalar unidades de ciclo combinado. No obstante, se entiende que la política del Gobierno es mantener este precio interno promocional, por lo menos durante el período estipulado en el contrato renegociado con los productores (alrededor de cinco años). En cambio, el Gobierno se está embarcando en una política de incentivos para las energías renovables (primas, subastas exclusivas, incentivos 116 impositivos) con el propósito de contrapesar el efecto del bajo precio del gas. Estas medidas implican una desviación con respecto a una política eficiente de precios y arroja dudas sobre su eficacia y sustentabilidad. 287. Ante la amenaza de una eventual escasez de gas natural, el MEM ha establecido un orden de prioridad para su uso, manteniendo las obligaciones contractuales vigentes, principalmente la exportación de LNG a México. La primera prioridad en el uso se le otorga a los consumidores residenciales; seguido por el gas natural comprimido para transporte y luego para la generación de energía (primero para unidades de ciclo combinado y luego para las unidades de ciclo abierto). 288. El actual sistema de subastas para los contratos de largo plazo presenta los siguientes desafíos para la generación hidroeléctrica: · Si bien las reglamentaciones del sistema de subastas de Perú no discrimina ninguna tecnología en particular, algunas cláusulas podrían tener un impacto diferente en la generación hidroeléctrica, comparado con la generación termoeléctrica. Una de las principales restricciones para las centrales hidroeléctricas es el período de anticipación de tres años requerido para llamar a licitación, que no es compatible con los típicos tiempos de puesta en marcha de los proyectos hidroeléctricos. · Otro problema radica en que el sistema de subastas trata los riesgos de una manera desigual. Mientras que en los proyectos hidroeléctricos la mayor parte de los riesgos son asumidos por el desarrollador del proyecto, en las centrales termoeléctricas el riesgo principal (es decir, el costo del combustible) es asumido por los consumidores. La dificultad de comparar los costos de la generación termoeléctrica e hidroeléctrica arroja dudas sobre la efectividad de las subastas donde estas tecnologías compiten una con la otra. · Las distorsiones provocadas por los muy bajos precios del gas para la generación de electricidad se podrían resolver mediante la introducción de un sistema de descuentos y primas cuando se espera que la generación termoeléctrica e hidroeléctrica compitan en una sola subasta. Esto plantea el desafío de definir el nivel correcto de los descuentos sin incorporar nuevas distorsiones en el mercado. Un descuento económicamente eficiente para la generación hidroeléctrica en la subasta debe definirse tomando como referencia el costo evitado de una central térmica equivalente, calculado al costo económico del gas. Es decir, el descuento debe constituir un mecanismo para corregir la distorsión creada por el precio del gas. · La necesidad de un diseño y administración eficientes de las subastas exclusivas para la generación hidroeléctrica, y/o la implementación de descuentos para las subastas de generación hidroeléctrica y/o proyectos específicos, ponen de manifiesto que un esquema centralizado de subastas, con un importante aporte de una sólida planificación, sería más conveniente que el actual sistema descentralizado. · La generación hidroeléctrica enfrenta dificultades inherentes al competir con otras tecnologías, especialmente con la generación termoeléctrica, dado que su 117 capacidad efectiva y producción de energía son valores probabilísticos. Una sólida estrategia de licitación para la generación hidroeléctrica debe apuntar a ofrecer un precio de energía firme competitivo con generación termoeléctrica equivalente despachada en la base y al mismo tiempo procurar ingresos adicionales de su energía secundaria y capacidad efectiva. 289. Considerando las complejidades de las subastas específicas no relacionadas con la tecnología mencionadas más arriba, es decir, las dificultades en comparar las tecnologías con los distintos costos y perfiles de riesgo, la existencia de algunas reglamentaciones que están desviadas por la tecnología y los desafíos planteados por un sistema complejo de primas y descuentos, parecería justificar la realización de subastas separadas para las diferentes tecnologías. En este caso, la combinación de energía sería el resultado de un enfoque estratégico para la ampliación del sector ­sustentado por un sólido esfuerzo de planificación- en vez del resultado de un sistema de subasta deslucido por potenciales distorsiones e incertidumbres. 290. Las subastas específicas por proyecto serían aconsejables para los proyectos hidroeléctricos de envergadura, puesto que tienen el potencial de reducir considerablemente los costos. Este enfoque serviría para incorporar incentivos de eficiencia en la preparación e implementación de proyectos de gran escala y al mismo tiempo mantener precios tope consistentes con el costo económico de las centrales propuestas. 291. Si la planificación del sector eléctrico, la seguridad del suministro y el adecuado funcionamiento de un mercado eléctrico imperfecto en un país, siempre será la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector eléctrico, el margo legal del sector debe entonces reflejar este importante rol adecuada y explíticamente. Este no es el caso de la legislación peruana, donde es evidente que el Estado necesita desempeñar un rol más activo para asegurar la adecuada seguridad del suministro. Teniendo en cuenta las debilidades que se han identificado en el actual sistema y los desafíos del entorno externo, el rol del gobierno se podría fortalecer en las siguientes áreas: · Planificación central: Fortalecimiento de la planificación central mediante una mejor integración de la planificación de generación y tansmisión, definiendo de este modo la base para un diseño estratégico de las subastas de energía y una sólida estrategia para la integración regional/acuerdos comerciales de energía, y una matriz de energía económica y ambientalmente sólida para el país · Desarrollo de proyectos hidroeléctricos: Facilitar el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos mediante el fortalecimiento del sistema hidrométrico del país y la actualización de los inventarios de proyectos. · El sistema de tarifas: Promover la eficiencia del consumo y las opciones de inversión, mediante un sistema tarifario que refleje el costo. · Financiamiento: Explorar la necesidad y posibilidades de actuar como intermediario financiero para movilizar un financiamiento más atractivo o, en casos específicos, como socio en asociaciones de los sectores público-privado. 118 292. La participación directa de ProInversión en una subasta hidroeléctrica plantea una serie de preguntas relacionadas con la eficacia del proceso mismo y su coordinación con el sistema de concesiones establecido por la legislación vigente del sector eléctrico. Dichas preguntas deberían ser resueltas en estrecha coordinación entre el MEM y OSINERGMIN. 119 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE POLÍTICA 7.1 Contribución potencial de los proyectos hidroeléctricos en Perú 293. La evaluación de la contribución potencial desde múltiples perspectivas, y de las barreras, al desarrollo de la hidroelectricidad en Perú, arribó a las siguientes conclusiones: 294. Mientras la crisis financiera puede provocar una desaceleración temporal, el sector eléctrico de Perú enfrentará un difícil desafío para satisfacer el rápido crecimiento de la demanda. Un indicio de la gravedad del problema es que, por primera vez desde la reforma del sector, se producen cortes significativos de electricidad debido a congestión en el sistema de transmisión, las limitaciones en la capacidad del gasoducto Camisea, el bajo nivel de generación de energía hidroeléctrica y la falta de reservas adecuadas, todos ellos problemas que exigen una atención urgente. Esta situación persistirá hasta que los nuevos proyectos de generación de electricidad entren en línea. Si no se cuenta con nuevas fuentes de suministro de gas disponibles, o si las mismas están limitadas, la generación de electricidad basada en gas natural llegará a su punto máximo en el período 2012-2014. En consecuencia, una parte importante de la generación adicional de electricidad deberá provenir de otras fuentes; principalmente de centrales hidroeléctricas. 295. La evaluación técnica concluye que existen proyectos hidroelécticos en las cuencas occidentales (más de 1,000 MW) con concesiones definitivas que son técnicamente sólidos, cuya construcción podría comenzar en el corto plazo y, de ser así, entrar en servicio en o alrededor del período 2013-2014. La preparación de estos proyectos, en su mayor parte de pasada y de bajo impacto, cuenta con el soporte de buena información básica y capacidad técnica nacional. En realidad, estos proyectos, sumados a otros proyectos de características similares que actualmente se encuentran en una etapa más temprana de preparación, constituyen una de las principales opciones para que el país desarrolle una economía de bajo nivel de carbono. 296. Un conjunto de proyectos hidroelécticos con concesiones temporales (que suman 4,300 MW adicionales), podría contribuir a satisfacer la demanda de electricidad a partir del año 2015 en adelante. Por otra parte, el potencial para desarrollar centrales hidroeléctricas en las cuencas del oriente, excede los requerimientos de energía del país y ofrece una oportunidad para exportar energía a los países vecinos. No obstante, el conocimiento de dicho potencial se encuentra en un nivel menos avanzado y se entiende que su impacto social y ambiental será mayor. 297. El impacto del cambio climático en los proyectos hidroeléctricos es incierto, pero una evaluación preliminar del impacto de la recesión de los glaciares sugiere que el mismo podría ser limitado. Existe un número restringido de proyectos que se alimentan considerablemente de los glaciares y en esos casos se pueden adoptar medidas de adaptación. Si bien existen mediciones tangibles del impacto del cambio climático en 120 los glaciares en recesión, la comunidad científica aún no tiene un entendimiento cabal de lo que parece ser el problema principal: el impacto sobre los patrones de precipitación pluvial. 298. El análisis económico concluye que los proyectos de energía hidroeléctrica constituyen una alternativa económicamente viable para la ampliación del sector energético del Perú, cuando el gas es valuado a su costo económico. En la muestra de proyectos que cuentan con concesiones definitivas, aproximadamente 1,000 MW son económicamente viables si el gas se valúa a un costo económico de aproximadamente 4.4US$mmBTU (para un escenario de largo plazo caracterizado por precio de petróleo crudo de US$75 por barril). Comparado con los proyectos que utilizan gas, el costo económico de la generación hidroeléctrica es alrededor de 1 centavo de US$ por kWh más barato; esto implicaría ahorros económicos de aproximadamente US$50 millones por año si se implementan dichos proyectos. 299. No obstante, al muy bajo precio actual del gas actual (2.14US$/mmBTU), pocos proyectos hidroeléctricos podrían ser financieramente competitivos. Mientras que una central hidroeléctrica excepcionalmente buena podría ser marginalmente competitiva, si se le compara con los resultados de las últimas subastas de energía, solamente un proyecto viene siendo implementado por un consorcio industrial (a través de financiamiento comercial) a modo de cobertura contra futuras interrupciones en el suministro eléctrico, y no como un negocio rentable para abastecer el mercado local. 300. Para las inversiones de largo plazo e intensivas en capital, tales como las centrales hidroeléctricas, los plazos más largos de los préstamos son vitales para reducir los precios de la electricidad. Los precios financieros de energía muestran grandes variaciones según la estructura de financiamiento: para un proyecto típico, la variación de precios entre un financiamiento comercial, respaldado por una corporación, y un financiamiento con la participación de una institución financiera internacional (IFI), es del orden de los 5.52 y 4.11 centavos de US$ por kWh, respectivamente. Debido a sus préstamos a más largo plazo, las IFI podrían desempeñar un papel importante en la reducción de los costos de financiamiento de proyectos, aún cuando estén combinados con préstamos comerciales de plazos más cortos, y en permitir que las centrales hidroeléctricas sean competitivas aún con los actuales precios muy bajos del gas. 7.2 Barreras al desarrollo de proyectos hidroeléctricos 301. El estudio identificó la presencia de un conjunto de barreras y factores potenciales que impiden el desarrollo satisfactorio de las centrales hidroeléctricas. Estas barreras evidencian la falta de coherencia en la actual estrategia para promover la generación de energía hidroeléctrica. 302. El precio del gas natural de Camisea para generación de energía, uno de los más bajos de la región, introduce una distorsión de precio que constituye una seria barrera a la generación hidroeléctrica y a otras tecnologías de energías renovables. Este precio es también un desincentivo para el uso eficiente del gas natural en la 121 generación de energía térmica y por consiguiente no es económico instalar unidades de ciclo combinado. Se entiende que la política del Gobierno es mantener este precio interno promocional por lo menos durante el período de cinco años estipulado en los contratos renegociados con los productores. En lugar de ajustar el precio del gas con miras a crear condiciones equitativas para las otras tecnologías, el Gobierno se está embarcando en una política de incentivos para las energías renovables (primas, subastas exclusivas, incentivos impositivos) con el propósito de contrapesar el efecto de la distorsión del precio del gas. Estas medidas implican el alejamiento de una política de precios eficiente y arroja dudas sobre su eficacia y sostenibilidad. 303. No obstante, el actual precio muy bajo del gas no es sostenible y, muy probablemente, los precios del gas se deberán incrementar en el largo plazo. Con la futura ampliación de los proyectos de generación a gas restringida por los límites de capacidad del yacimiento y gasoducto Camisea, las nuevas centrales a gas tendrán que hacer frente a los costos más altos de producción de otros yacimientos y a los costos económicos o de la capacidad adicional del gasoducto o, en el caso que las centrales a gas estén ubicadas en los propios yacimientos, al costo correspondiente de la transmisión adicional hasta los principales centros de carga. 304. Es probable que el financiamiento de proyectos intensivos en capital, tales como las centrales hidroeléctricas, sea especialmente difícil en el futuro cercano por la confusión que reina en los mercados financieros internacionales. Las tasas de interés y las posiciones de liquidez continúan modificándose rápidamente. Es poco probable que se logre una situación normal para el financiamiento de nuevos proyectos mientras los principales bancos no hayan resuelto sus problemas de activos tóxicos, y la economía global no reanude su crecimiento económico, algo que quizás no suceda hasta el 2010, o posiblemente más tarde. Si bien a fines de 2008 las condiciones inusualmente altas del mercado spot alentaron las expectativas para el desarrollo de centrales hidroeléctricas, es poco probable que esas condiciones se mantengan en el corto plazo o sean suficientes para permitir el financiamiento de proyectos hidroeléctricos bajo las actuales condiciones. 305. El sistema regulador se encuentra actualmente en un período de transición hasta que todas las nuevas reglamentaciones de la Ley 28832 se hayan desarrollado, aprobado, implementado y probado. Si bien las reglamentaciones y procedimientos generales de las subastas de suministro de electricidad de largo plazo ya han sido aprobadas, sólo se han implementado subastas a corto plazo. Estas subastas no han tenido éxito en movilizar el suministro de electricidad esperado. La principal razón de ello parece ser la falta de incentivos adecuados para los precios, puesto que los precios tope fueron establecidos en niveles cercanos a la tarifa regulada. Es posible que las futuras subastas, que se llevarán a cabo conforme a las reglamentaciones permanentes para los contratos de largo plazo, enfrenten dificultades similares si no se corrigen las deficiencias actuales. 306. El sistema actual de subastas para los contratos de largo plazo plantea una serie de limitaciones a la generación hidroeléctrica, hecho que justificaría subastas 122 separadas para las distintas tecnologías, o aún la subasta de los grandes proyectos de energía hidroeléctrica. Entre las limitaciones existentes en el actual sistema de subastas se encuentra la dificultad de comparar objetivamente los costos y riesgos de las centrales térmicas y las hidroeléctricas, un plazo de anticipación requerido de tres años que no es compatible con la naturaleza de los proyectos hidroeléctricos, y el desafío de establecer de establecer primas o descuentos que no introduzcan distorsiones económicas. La propuesta de una subasta de generación hidroeléctrica que llevará a cabo ProInversión fue motivada por el reconocimiento de deficiencias en el marco de subastas. Si bien este es claramente un caso de excepción fuera del marco regulador normal del sector eléctrico que puede no ser requerido en el futuro, su diseño es considerado correcto. 307. El proceso para la obtención de concesiones y permisos, sujeto a frecuentes cambios producidos por las reformas legales, es considerado por los desarrolladores de proyectos como impredecible y excesivamente largo. La naturaleza compleja de los proyectos hidroeléctricos implica la participación de un elevado número de actores en el proceso del otorgamiento de concesiones y permisos para los proyectos. La mayoría de las partes interesadas perciben que la densidad del proceso, y los frecuentes cambios producidos por las reformas legales, hacen que el mismo sea impredecible y excesivamente largo. En particular, el marco legal que regula los derechos de agua y los derechos de paso contiene importantes vacíos y constituye una barrera para el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos. Asimismo, la adjudicación relativamente temprana de las concesiones definitivas ­que otorgan derechos de exclusividad- está demostrando ser una medida ineficiente que con frecuencia obstaculiza el desarrollo de un sitio atractivo (cuando es propiedad de un desarrollador poco sólido) y dificulta la competencia. 308. La debilidad del marco para las evaluaciones ambientales y sociales amenaza la posibilidad de un desarrollo sostenible de proyectos hidroeléctricos, especialmente en las cuencas del oriente que probablemente afectarán a la población indígena. Si bien las evaluaciones ambientales para los proyectos de energía se han hecho desde mediados de la década de 1990, aún existe una serie de problemas que deben resolverse, junto con el inherente conflicto de interés asociado a las funciones del MEM como promotor y regulador de proyectos. Los problemas principales comprenden la calidad de los estudios ambientales, los procesos de consultas poco sólidos incluyendo a la población indígena y otros grupos locales, y la ausencia de un marco apropiado para tratar asuntos sociales, incluyendo la falta de un sistema efectivo para compartir los beneficios que reconozca adecuadamente a los grupos que sean directamente afectados. 7.3 Recomendaciones para una estrategia coherente en apoyo de los proyectos hidroeléctricos 309. Para vencer las barreras existentes será necesario un nuevo enfoque hacia las políticas del sector, incluyendo la revisión de la función del Estado como formulador de políticas, regulador y promotor. El Gobierno ha declarado su apoyo al desarrollo de las energías renovables ­en particular, energía hidroeléctica y eólica- a fin de cumplir con su objetivo de asegurar una adecuada oferta de electricidad consistente con los objetivos de seguridad energética y protección ambiental. Dicha estrategia tiene el potencial de 123 lograr un importante aporte en hacer frente al rápido crecimiento de la demanda de electricidad mediante la provisión de una fuente competitiva y confiable. Sin embargo, las barreras descritas más arriba constituyen una evidencia de las brechas existentes en la coherencia de este enfoque estratégico. 7.3.1 Es esencial una función más decisiva del Estado 310. Una lección clave resultante de la reforma llevada a cabo en el sector eléctrico en distintos países de América Latina es que la ampliación de la generación eléctrica puramente dirigida por el mercado no resuelve la cuestión sumamente importante de la seguridad energética. La mayor parte de las reformas del sector energético llevadas a cabo en la región, incluida la de Perú, no consideró en forma explícita el tema de la seguridad energética. Estaba implícito en los modelos de reforma que las señales de precios provenientes del mercado competitivo proporcionarían los incentivos necesarios para asegurar un nivel económico de seguridad. No obstante, la experiencia ha demostrado que esto no fue suficiente, siendo necesario algún tipo de intervención del gobierno. 311. En Perú, el Estado necesita desempeñar un rol más activo para garantizar un nivel adecuado de seguridad del suministro de electricidad. La asignación apropiada de los roles entre el gobierno y el sector privado, y la comprensión del grado de complementariedad entre la planificación del gobierno y las operaciones comerciales del sector privado, son factores clave para avanzar hacia el desarrollo sostenible de cualquier sector de infraestructura. Si la planificación del sector eléctrico, la seguridad del suministro de electricidad y el adecuado funcionamiento de un mercado imperfecto de energía, serán siempre la responsabilidad final de las autoridades nacionales del sector, el marco legal y regulador para ese sector debería reflejar explícitamente esta importante función. Este no es el caso en la legislación peruana. 312. Teniendo en cuenta la debilidad identificada en el actual sistema y los desafíos del entorno externo, la función del Gobierno debería ser fortalecida en las siguientes áreas: (a) planificación del sector y la disponibilidad de información básica; (b) política de precios; (c) concesiones y permisos para los proyectos; y (d) financiamiento de proyectos. Planificación del Sector e Información Básica 313. 3El fortalecimiento de la planificación central mediante una mejor integración de la generación de energía eléctrica y la planificación de la transmisión, y la planificación estratégica del gas natural serán clave para mejorar el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y alcanzar una matriz de energía sostenible. La planificación provee información valiosa para el diseño estratégico de las subastas de energía, especialmente en los casos donde es deseable la promoción de los proyectos hidroeléctricos. En particular, es útil en evaluar descuentos y/o primas, así como la energía demandada en cada una de las subastas, y los períodos de anticipación. La planificación del sector también puede proveer una base sólida para definir una estrategia de acuerdos de comercialización de energía/integración regional, para evaluar la 124 repartición óptima de energía desde la perspectiva del país, y para definir una matriz energética sólida en términos económicos y ambientales. La experiencia de Brasil que fortaleció la capacidad de planificación del país en el sector energético podría ser una referencia útil.88 En Perú, esta medida debiera adaptarse a las necesidades del país (es decir, un enfoque estratégico para la ampliación del sector energético, la integración de la energía y el gas, la información analítica para un mejor diseño de las subastas de energía), identificar con claridad las responsabilidades institucionales y asignar los recursos adecuados. 314. Un elemento importante, tanto para la planificación del sector eléctrico como para la preparación de los proyectos, es el fortalecimiento del sistema hidrométrico y la actualización de los inventarios de proyectos. Una evaluación económica y de diseño acertada de un proyecto hidroeléctrico, descansa enormemente en la cantidad y calidad de la información básica, particularmente en los datos hidrológicos. A tal fin, es necesario contar con registros históricos de los flujos del río, en el sitio de emplazamiento del proyecto, de por lo menos cinco años (idealmente diez) ­y mantener las estaciones tanto como sea posible- complementados con datos hidrométricos de las cuencas adyacentes e información meteorológica de la región involucrada. 315. También se debe tener en cuenta la función del gobierno en la preparación de los proyectos ­es decir, realizar estudios de factibilidad. No obstante, la decisión de ejecutar en forma directa una actividad tan demandante debe ser tomada únicamente después de haber completado una rigurosa evaluación de las condiciones del mercado pues parecería que, en gran medida, el sector privado tiene la capacidad y los recursos para asumir este riesgo de preinversión. 316. Puesto que existe aún un alto grado de incertidumbre sobre cuál será verdaderamente el resultado del proceso de cambio climático, es esencial controlar estrechamente el progreso que se alcance en esta área y, en particular, en la comprensión de los patrones regionales de precipitación pluvial para incorporar este conocimiento en el diseño de las centrales hidroeléctricas y en la formulación de una estrategia para el suministro de energía para el país. Los estudios mencionados en la introducción del presente anexo son los primeros pasos importantes en esta dirección. Política de Precios 317. Promover eficiencia en el consumo de energía y las opciones de inversión, depende de una política de precios de energía que refleje los costos económicos. Los precios excesivamente bajos del gas amenazan el desarrollo sostenible del sector eléctrico y han dado lugar a un conjunto de medidas compensatorias que podrían distorsionar más el sistema de incentivos. Desde la perspectiva de la eficiencia y protección ambiental, la respuesta más deseable de política es determinar el precio del gas a su valor económico en vez de hacerlo a su costo financiero. Esto podría provocar la objeción de que un 88 En respuesta a la crisis del suministro de energía de 2001-2002, el Gobierno de Brasil creó la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), organismo público sólido que actualmente emplea a cien profesionales y cuyo objetivo es la planificación energética y la provisión de información analítica requerida para formular las políticas del sector y para adoptar las decisiones estratégicas clave. 125 incremento en el precio del gas es políticamente inaceptable. No obstante, como se mencionara en otras secciones del presente informe, se debe reconocer que el nivel actual de los precios del gas para la generación de energía no será sostenible en el futuro y, en consecuencia, será necesario revisar la actual política de precios. Cualquiera sea el impacto de dicho ajuste en las tarifas de electricidad, los consumidores de bajos recursos con niveles bajos de consumo sufrirían un impacto mucho menor por la equiparación del FOSE. 318. Es necesario revisar la metodología para estimar los pagos por capacidad así como las condiciones para dichos pagos, a fin de producir los valores adecuados y un sistema correcto de incentivos. El sistema actual, basado en datos de las turbinas de ciclo abierto de los últimos cinco años, no refleja razonablemente el costo de capital de construir un proyecto nuevo. Subastas de Energía 319. Las limitaciones asociadas a las subastas de energía podrían ser resueltas a través de tres cursos de acción alternativos. El actual sistema de subastas plantea un conjunto de limitaciones que se podrían vencer mediante el desarrollo de: (a) un sistema de subastas en el que compitan todas las tecnologías de generación de electricidad; (b) un sistema de subastas exclusivamente para los proyectos hidroeléctricos; o (c) un sistema de subastas para los proyectos hidroeléctricos de gran envergadura. 320. Una alternativa viable podría ser un sistema de subastas en el cual compitan todas las tecnologías de generación de electricidad por contratos de energía de largo plazo. Este es el sistema vigente bajo la Ley de Electricidad de 2006, si bien en su diseño no se determina explícitamente la incorporación de los mecanismos de compensación. Si el Gobierno decide proceder con las subastas en las cuales compitan todas las tecnologías de generación de electricidad, lo que crea algunas dificultades inherentes a la competencia entre distintas tecnologías, algunos de los factores que se deberán tener en cuenta son los siguientes: 1. Se debe determinar un descuento económicamente eficiente para la generación hidroeléctrica que esté ligado a los costos evitados en una central térmica equivalente, calculados al costo económico del gas. Es decir, el descuento debe ser un mecanismo para corregir la distorsión creada por el precio del gas. 2. Revisar los períodos de anticipación para llamar a licitación requiriendo períodos más extensos consistentes con la naturaleza de los proyectos hidroeléctricos y de otras tecnologías de generación que conllevan períodos de ejecución más largos. Esto es actualmente una barrera importante para las centrales hidroeléctricas, puesto que el período de anticipación de tres años no es compatible con los períodos de ejecución más prolongados de ese tipo de centrales. 321. Sin embargo, la realización de subastas exclusivamente por tecnología, incluidas las centrales hidroeléctricas, es más factible ya que vence las dificultades de comparar los costos de tecnologías diferentes en una forma objetiva. Se 126 recomienda la adopción de una política de subastas separadas para los proyectos hidroeléctricos, en las que compitan por la cobertura de una demanda específica (una meta para la ampliación hidroeléctrica optimizada mediante el ejercicio de la planificación central). 322. Las subastas para proyectos específicos de mayor envergadura, podrían reducir considerablemente los costos, especialmente para proyectos tales como los que se están estudiando con miras a exportar energía a Brasil. Este enfoque ayudaría a incorporar incentivos de eficiencia en la preparación e implementación de proyectos de envergadura, manteniendo al mismo tiempo el uso de precios tope compatibles con el costo económico de las centrales propuestas. Concesiones y Permisos para Proyectos 323. Si bien la legislación actual define concesiones temporales y definitivas para los proyectos hidroeléctricos, sería beneficioso adjudicar concesiones definitivas en una etapa más avanzada y revisar la naturaleza sin límite de dichas concesiones. Áreas importantes del actual sistema de concesión que merecen ser revisadas son: 1. La necesidad de otorgar concesiones definitivas en un nivel más avanzado de preparación o, preferentemente, después de que se haya llevado a cabo un proceso competitivo para el proyecto (es decir, evitando los derechos de exclusividad que podrían dificultar la competencia y, en consecuencia, un proceso más eficiente); y 2. Revisar la naturaleza indefinida, sin límite, de las concesiones definitivas con miras a introducir una cláusula de rescisión o extensión bajo condiciones a acordar. 324. Estos dos puntos son de gran importancia cuando se trata de proyectos hidroeléctricos de gran envergadura como los que se están preparando para exportar electricidad a Brasil, puesto que incorporar la competencia en un proyecto que ha sido preparado por un solo grupo, tiene el potencial de producir considerables beneficios económicos para el país. 325. El permiso ambiental previo debería ser un requisito para que un proyecto participe en una subasta. Esto implica una autorización ambiental más temprana ­ previo a la adjudicación de la concesión definitiva- a fin de reducir la incertidumbre de la finalización del proyecto después de realizada la subasta. 326. Establecer un sistema efectivo para compartir los beneficios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos podría servir para mitigar los potenciales impactos ambientales y sociales. Un sistema efectivo para compartir los beneficios relacionado con el uso del agua podría servir para alinear los intereses de las comunidades afectadas, incluyendo la población indígena, y de los desarrolladores de proyectos y, por lo tanto, permitir el desarrollo de las comunidades locales y fortalecer las relaciones entre el Estado, la comunidad y el proyecto. 127 327. Desde un punto de vista ambiental, es fundamental mejorar la evaluación ambiental y social para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, incluyendo los impactos en la población indígena y en otros grupos, y el cumplir con un proceso de consulta abierto y legítimo. Medidas específicas en esta área son una auditoría independiente, un presupuesto adecuado, determinar requerimientos claros y mínimos para los estudios y una adecuada coordinación con otros estudios en las mismas cuencas del río, y trabajar con el propósito de establecer un acuerdo social (ver Capítulo 5, párr. 197). Dada la fragilidad de los ecosistemas en las cuencas del Amazonas y la vulnerabilidad de los grupos sociales que pueden verse afectados, es imperativo asegurar la legitimidad y apertura del proceso de consulta para estos proyectos Financiamiento de Proyectos 328. Analizar la necesidad y posibilidad de que el gobierno actúe como intermediario financiero en la movilización de recursos de financiamiento (IFI) más atractivos y/o, en casos específicos, que participe en asociaciones públicas/privadas. Teniendo en cuenta la actual crisis financiera, es posible que no se logre un financiamiento normal para los proyectos nuevos hasta que no se resuelvan los problemas de activos tóxicos de los principales bancos. Asimismo, la movilización del financiamiento a través de una IFI con plazos más largos podría reducir significativamente el costo de ampliación de la generación de energía. 7.3.2 Desarrollo de las cuencas amazónicas para exportar energía a Brasil 329. El desarrollo de proyectos hidroeléctricos de las cuencas orientales de los Andes, es uno de los principales desafíos del sector energético en el mediano a largo plazo. El desarrollo satisfactorio de estos proyectos ofrece importantes beneficios económicos y descansará, en gran medida, en la implementación de una estrategia que garantice un nivel adecuado de competencia que al mismo tiempo proteja un medio ambiente frágil y el bienestar de las poblaciones que se verán afectadas por dichos proyectos. 330. Una estrategia para el desarrollo debe incluir dos objetivos principales e igualmente importantes; 1. Un desarrollo sustentable sobre la base de la adopción e implementación de normas internacionales para las salvaguardas sociales y ambientales; y 2. Un proceso competitivo destinado a maximizar los beneficios económicos para el país. Este proceso debe incluir las subastas para los proyectos antes de la adjudicación de las concesiones definitivas. Con este fin, se requerirá una evaluación técnica objetiva de los proyectos, liderada por organismos del gobierno, con el propósito de romper la asimetría de información inherente a los proyectos de gran envergadura. 331. Para el programa de exportción a Brasil, estos objetivos principales deben ser complementados por un marco legal sólido y equilibrado que comprenda un acuerdo 128 entre los gobiernos de Perú y Brasil y los contratos de concesión entre el Estado peruano y cada uno de los desarrolladores de proyectos. 332. Algunos aspectos importantes que se deben incluir en el acuerdo intergubernamental son: · Una declaración de objetivos comunes ­ económico, social, ambiental. · Un compromiso de parte de los dos países de respetar las normas internacionales en cuanto a las salvaguardas ambientales y sociales, incluida una consulta abierta durante todas las fases de preparación e implementación del proyecto. · Acuerdo sobre los principios para establecer una repatición equilibrada de energía entre los dos países. Una repartición negociada debe basarse en los resultados de los ejercicios de planificación del sistema de energía de ambos países, reflejando así los intereses nacionales y los de regiones específicas (no de estudios realizados para proyectos específicos). Asimismo, el acuerdo debe incluir una cláusula para la flexibilidad en el tiempo. · Acuerdo sobre los principios para un proceso de subasta/competitivo para adjudicar las concesiones definitivas. Este acuerdo debiera incluir los criterios para la elegibilidad de los oferentes y la selección de las ofertas, precio máximo, etc. · Acuerdo sobre cooperación técnica entre los dos países para alcanzar un mejor y más transparente conocimiento de los proyectos y facilitar la competencia ­ es decir, analizar los riesgos técnicos específicos antes de la subasta. · Cláusulas básicas para los PPA; idealmente, adopción de un contrato modelo para el contrato BOOT con una concesión que expire después de 25 años (una práctica internacional habitual). · Principios para las normas comerciales y operativas; incluyendo las cuestiones relacionadas con la energía firme y secundaria (acceso a los mercados spot), pagos por capacidad, la compatibilidad de ambos sistemas, y las cláusulas para una eventual integración de ambos sistemas. La opción de dos centrales técnicamente separadas89 se debe discutir sobre la base cada proyecto en forma individual. · El inventario de los proyectos debe estar sujeto a una revisión ambiental y social realizada por la parte peruana. 333. Los aspectos importantes que se deben incluir en los contratos de concesión para cada proyecto (que se firmarán después del proceso de licitación) son los siguientes: · Clara definición de los derechos y obligaciones del país anfitrión y del desarrollador del proyecto. 89 Es decir, dos centrales que comparten las estructuras básicas corriente arriba, tales como tomas y/o reservorios, pero que tienen instalaciones de generación separadas (canal de llegada, equipo electromecánico, transmisión) que les permite operar en forma independiente. 129 · Compromiso de respetar las normas internacionales de salvaguardas ambientales y sociales, tal como se establece en el acuerdo intergubernamental. · Acuerdo sobre la función y facultades de los grupos de supervisión; es decir, paneles de expertos integrados por expertos internacionales altamente capacitados. · Definición del presupuesto (y compromiso de los proyectos) para encarar el programa social y ambiental. · Compromiso del proyecto para efectivamente abordar los impactos no anticipados, y financiarlos. · Detalles del régimen impositivo. 130 131 Anexo 1: Impacto del Cambio Climático en los Proyectos Hidroeléctricos 1. Un aspecto importante que se debe tener en cuenta en la preparación de los proyectos hidroeléctricos es el impacto del cambio climático en su efectiva operación, en su diseño y estimaciones de la producción de energía y capacidad efectiva. El impacto del cambio climático está rodeado de un gran nivel de incertidumbre, que se origina en la dificultad de pronosticar la naturaleza, la intensidad y velocidad del proceso del cambio climático y, en particular, su probable impacto regional en los patrones de precipitación pluvial, tierras húmedas de montaña y la recesión de los glaciares. Al evaluar el impacto del cambio climático en los proyectos hidroeléctricos y en otras actividades de uso del agua, es importante establecer el horizonte de tiempo de este impacto. Si bien las tendencias climáticas y la velocidad del calentamiento de las zonas montañosas en la región de los Andes ahora están siendo documentadas mejor (Bradley, 2006, Ruiz, 2009), perdura la incertidumbre sobre los impactos en los patrones de precipitación pluvial y por lo tanto en los escurrimientos. La evidencia indica que se espera con el correr del tiempo un incremento considerable de la temperatura, con variaciones de temperatura ahora estimadas entre 0.2 y 0.5 grados por década. Estos cambios ocurrirán con el transcurso del tiempo y su efecto será acumulativo. Si bien la velocidad del cambio no se conoce aún, los indicios muestran que los efectos inmediatos del cambio climático no afectarán las inversiones en proyectos hidroeléctricos con su vida económica de 30 ó 40 años. No obstante, aún dentro de este marco de tiempo, será importante determinar explícitamente el grado de incertidumbre relacionado con el cambio climático. Estratégicamente es aún más importante para Perú anticipar estas consecuencias en la planificación nacional de energía. 2. Es de suma importancia el posible impacto en los patrones de precipitación pluvial puesto que la generación hidroeléctrica está directamente relacionada con los volúmenes y la distribución estacional de las lluvias. Según las regiones y los modelos consultados, este impacto podría ser positivo o negativo. Los informes del IPCC90 no son concluyentes en este sentido. Por otra parte, es probable que las tasas de evaporación se incrementen y esto debe tenerse en cuenta en la estimación del escurrimiento. Asimismo, existe la expectativa de que los flujos de las corrientes en general aumentarán su variabilidad estacional con el transcurso del tiempo, y esto también debe tenerse en cuenta en la planificación de mediano y largo plazo. 3. Las tendencias específicas del cambio climático en los Andes peruanos incluyen lo siguiente: · Una contínua recesión de los glaciares tropicales ­más rápida en los glaciares de menor tamaño- que reducirá la capacidad de almacenamiento de agua natural de dichos glaciares. · Un probable incremento en las temperaturas de la atmósfera y disminución de la humedad relativa, que afectaría la transferencia neta de humedad de la atmósfera al suelo y por ende al almacenamiento de agua natural. 90 Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC); Cuarto Informe de Evaluación, 2007. 132 · Una posible reducción en la precipitación en el área centro-sur de América del Sur, afectando el sur de Perú así también como partes de Bolivia, Chile y Argentina. · Mayor volatilidad en la disponibilidad de agua asociada a un posible incremento en la frecuencia de ocurrencia del fenómeno de El Niño, que aumentaría el volumen de precipitación en el norte de Perú al mismo tiempo que sería más reducido en el sur del país. 4. Una iniciativa del Banco Mundial que se lleva a cabo en forma paralela a este estudio con el apoyo de ESMAP y la participación del Ministerio de Energía y Minas, apunta a investigar el impacto del cambio climático en la hidrología montañosa del Perú. El estudio se titula "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology:Development of a Methodology through a Case Study in Peru." El objetivo de este trabajo es definir una metodología para evaluar los impactos causados por el impacto del clima (rápido calentamiento montañoso, con el consiguiente cambio en los glaciares y tierras húmedas de montaña, y cambio en los patrones de precipitación pluvial) en la hidrología del Perú. 5. Este estudio proveerá información adicional para la planificación de proyectos hidroeléctricos en Perú a largo plazo a través de los siguientes componentes: 1. Uso de los resultados del Simulador de la Tierra91 y del Modelo de Sistema de Clima Comunitario, CCSM92, Centro Nacional para Investigación Atmosférica (NCAR) de Estados Unidos, para un escenario seleccionado a fin de evaluar los impactos netos en la precipitación y temperatura sobre las cuencas hidrográficas de los Andes en Perú. El objetivo es proveer escenarios posibles del clima futuro para medianos y fines de siglo en Perú, capaces de producir parámetros ambientales para utilizarlos como datos de entrada para el modelo hidrológico. El uso de estos resultados producidos por el Simulador de la Tierra y el CCSM proveerán una representación general de la actual precipitación y temperatura y una estimación de las anomalías climáticas posibles para mediados y fines de siglo. 2. Hidrología: Estimación de los cambios actuales y proyectados en los escurrimientos provocados por los incrementos de la temperatura, la recesión de los glaciares, los cambios en las precipitaciones y el secado de las tierras húmedas de montañas para las tres cuencas de ríos emblemáticas de Perú: Río Santa, Rimac 91 El Simulador de la Tierra es una super computadora. El código para la ejecución del modelo por parte del Simulador de la Tierra fue desarrollado en forma conjunta por el Centro para la Investigación del Sistema Climático (CCSR) de la Universidad de Tokio y el Instituto Nacional para las Ciencias Ambientales (NIES) de Japón. La version particular del CCSR/NIES AGCM se ha utilizado para varios modelos internacionales, incluyendo las proyecciones futuras para el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, SRES) y el Proyecto Modelo Atmosférico de la Intercomparación (AMIP). 92 The CCSM-2 released in 2002 simulates climate by dividing the world's water and land surface into rectangular grid points that extent upward into the atmosphere in 26 vertical layers. Its resolution varies from 2.8 degrees for oceans and sea ice, to 1 degree which corresponds to approximately 100km resolution. www.ucar.edu/communications/CCSM/index.html 133 y Mantaro para 2030, 2050 y 2090. El objetivo de este componente es desarrollar una herramienta, útil para el Gobierno de Perú, para la exploración y planificación de los impactos del cambio climático en la respuesta hidrológica de las cuencas. La técnica de modelo que se utilizará es la WEAP (Herramienta de Evaluación y Planificación del Agua) desarrollada por el Instituto del Medio Ambiente de Estocolmo combinada con un módulo de simulación del comportamiento dinámico de los glaciares desarrollado conjuntamente por IRD y SEI, específicamente para esta tarea. La selección del modelo WEAP es el resultado de una comparación realizada mediante el Proyecto de Adaptación Regional a la Recesión de Glaciares (PRAA). Se debió modificar el modelo WEAP93 para incorporar un módulo glaciar y se lo ajustó para representar a páramos y tierras húmedas de montaña. El Gobierno de Perú seleccionó las cuencas (Rimac, Santa, Mantaro) para reflejar las cuencas de mayor relevancia para el potencial de actividad económica de los grandes proyectos hidroeléctricos y/o el potencial percibido del cambio sustancial en las condiciones inducidas por el futuro clima. 6. El Banco Mundial está implementando una tercera actividad que proveerá más información sobre los impactos del cambio climático en la hidrología de Perú, "Regional Andes: Implementation of Adaptation Options to Rapid Glacier Retreat in the Tropical Andes Project." 7. El análisis preliminar que se desarrolla a continuación se basa en el conocimiento actualmente disponible sobre los impactos del cambio climático en Perú dado que los resultados de los estudios más arriba mencionados no están aún disponibles. La recesión de los glaciares tropicales 8. Se está prestando especial atención al impacto del cambio climático en los glaciares tropicales. Este proceso es particularmente importante en Perú, donde se encuentra ubicado el 70 por ciento de los glaciares tropicales del mundo. Las mediciones en la mayoría de los glaciares del país revelan que se han retirado notablemente durante las dos últimas décadas, reduciendo así la capacidad natural de almacenamiento que proveen y que algunas centrales hidroeléctricas actuales y futuras utilizan para incrementar su producción energética durante la estación seca. El presente informe analiza la naturaleza de este impacto teniendo en cuenta la información disponible en 93 El modelo WEAP puede evaluar la factibilidad hidrológica de las opciones de manejo de agua relacionadas con el almacenamiento, distribución, uso, y conservación de los suministros regionales de agua (Sieber et al. 2004; Yates et al. 2004). El modelo WEAP es una herramienta basada en una microcomputadora para la planificación de los recursos integrados de agua. Dicho modelo provee un vasto y flexible marco amigable para el usuario para realizar el análisis de políticas. El modelo WEAP se distingue por su enfoque integrado para simular sistemas de agua y por su orientación de política. El modelo WEAP coloca el lado de la demanda de la ecuación ­patrones de uso de agua, eficiencia del equipo, reuso, costos y asignación- en igualdad de condiciones con el lado de la oferta ­flujo de la corriente, agua subterránea, reservorios y transferencias de agua. El modelo puede explícitamente incorporar el cambio climático y los cambios en el uso del suelo y otras condiciones de las cuencas que controlan la respuesta de la cuenca. De manera simultánea, puede considerar oportunidades para ampliar los usos beneficiosos de los suministros regionales de agua para satisfacer mejor a un sinnúmero de objetivos posibles del manejo de agua. 134 cada uno de los proyectos. No obstante, se debe recalcar que este trabajo es solamente preliminar y que es necesario realizar un trabajo de investigación más exhaustivo sobre el tema destinado a: (a) una mejor comprensión de la función de los glaciares en el ciclo hidrológico; (b) el control de los glaciares y flujos de la estación seca de las centrales hidroeléctricas existentes y proyectadas; y (c) la evaluación de opciones para mitigar el impacto de la recesión de los glaciares. Cabe decir que también es necesario continuar trabajando en la proyección del impacto del cambio climático en los patrones de precipitación pluvial de la región. 9. Sobre la base del conocimiento aún limitado de la función de los glaciares como sitios de almacenamiento naturales, y a la incipiente investigación sobre este tema,94 el equipo estudió la naturaleza del problema con el propósito de tener una mejor comprensión de su impacto en la energía hidroélectrica actual y futura en Perú. Las conclusiones preliminares son las siguientes: · La pérdida gradual de los glaciares tendrá un impacto significativo en aquellas centrales o proyectos donde los glaciares tienen una función dominante en el ciclo hidrológico. El problema es irrelevante cuando no existen glaciares en la cuenca hidrográfica y tiene poca relevancia cuando tienen un rol menor, por ejemplo menos del 5 por ciento del área de la cuenca hidrográfica. · Solamente 2 de los 11 proyectos evaluados en la muestra tienen un área de glaciar que supera el 5 por ciento de la cuenca hidrográfica. Asimismo, solamente 307MW (Cañon del Pato ­ 264MW y Cahua ­ 43MW) de los 2,826MW de capacidad instalada existentes en Perú, es decir alrededor del 11 por ciento, se alimentan de las cuencas hidrográficas donde los glaciares hacen un aporte significativo. Otras centrales, tales como Huinco (258MW) y Callahuanca (85MW), se alimentaban de los glaciares que ya se han perdido (o casi perdido). Asimismo, en unos pocos casos la capacidad de almacenamiento perdida de los glaciares ha sido reemplazada por pequeños reservorios ubicados en la cuenca superior (por ej., cuenca Santa Eulalia). · El impacto estaría limitado a la estación seca, puesto que todas las centrales hidroeléctricas ­existentes y planificadas- tienen o tendrán un exceso de agua durante la estación lluviosa. Además, este impacto sería principalmente en la producción de energía, y no en la capacidad garantizada por la central hidroeléctrica, dado que la mayoría de las centrales tienen, o están diseñadas con, instalaciones de regulación diaria que generalmente les permitirían continuar operando en los niveles picos durante la estación seca, aún bajo condiciones de flujo de agua reducido, disminuyendo de esta forma el impacto económico. De hecho, puesto que los ingresos de una central hidroeléctrica provienen de: (i) la energía que vende; y (ii) la efectiva capacidad que ofrece al sistema, una central típica se vería afectada solamente en sus ventas de energía durante la estación 94 Op. cit. en parágrafo 27. El estudio mencionado del Banco Mundial también incorpora el efecto de los glaciares en la modelación del ciclo hidrológico en su esfuerzo por investigar su impacto en el escurrimiento y usos del agua. 135 seca. Desde este punto de vista, se podría argumentar que otros usos, tales como el suministro de agua para uso urbano o riego, serían más vulnerables al impacto de la pérdida de los glaciares. · La principal área afectada por el derretimiento de los glaciares sería la cuenca del río Santa, que se alimenta de la Cordillera Blanca, la cadena de montañas más larga del país y una región turística conocida por su belleza escénica y las actividades de recreación al aire libre. Parece haber evidencia de que algunos tributarios de esta cuenca del río ya están mostrando el impacto del proceso de derretimiento de los glaciares, reduciendo su escurrimiento durante la estación seca en un 20-25 por ciento. Por ejemplo, el río Quitaracsa, un caso en el que aparentemente los glaciares a baja altura ya se han perdido, la producción potencial de energía durante la estación seca (mayo a diciembre) se habría reducido en un 21% durante los últimos 6 años. Este valor se utiliza como referencia para el análisis de sensibilidad que se presenta en el capítulo económico del presente informe. · Sin embargo, una revisión de los datos hidrológicos de 40 años para los once proyectos evaluados en este estudio, no muestra una clara tendencia en cuanto a los cambios en los flujos de los ríos. Dos proyectos revelan una reducción estadística significativa en los flujos de la estación seca (Quitaracsa y Santa Rita, ambos en la cuenca del río Santa), mientras que un proyecto muestra un incremento en estos flujos (Huanza, en la cuenca del río Santa Eulalia) que parece estar asociada con el escurrimiento adicional provocado por el derretimiento de los glaciares perdidos en los últimos años. · Los desarrolladores de proyectos están planificando medidas de mitigación para compensar este impacto cuando el mismo sea relevante. La principal solución que se está considerando es la construcción gradual de reservorios pequeños a gran altura para compensar la pérdida de la capacidad de almacenaje. Estas pequeñas represas también beneficiarán a otros usuarios aguas abajo ­por ejemplo, suministro de agua para riego. Algunos desarrolladores proponen, puesto que este es un problema multisectorial, que el Estado debiera intervenir en su planificación y, cuando esté garantizado, en la participación de los costos de inversión. · En la mayoría de las cuencas con glaciares, es habitual encontrar condiciones morfológicas favorables para la construcción de pequeñas represas, porque la recesión de los glaciares ha dejado tramos del río relativamente angostos en los que las morrenas ya están actuando como represas naturales (en muchos casos hay lagunas). · Las estimaciones preliminares de costos sugieren que la inversión adicional en represas pequeñas para compensar el anterior almacenamiento que proveían los glaciares, incrementarían el costo promedio de la producción de energía de una central hidroeléctrica en un 3 al 4 por ciento. Por ejemplo, para un proyecto que estaría perdiendo alrededor del 20 por ciento de su energía durante la estación 136 seca, se estima que los costos de capital de las represas a gran altura en sitios favorables oscilarían entre US$1 millón a US$ 5 millones, para reservorios que estén en el rango de 5 a 20 millones de metros cúbicos. En el caso de Quitaracsa, para restaurar la eventual pérdida de 2 m3/segundo durante la estación seca (equivalente entre 16 y 17 GWh), se necesitaría un almacenamiento adicional de aproximadamente 35 Mm3, que tendría un costo aproximado de US$8 millones. Esto resultaría en un costo de 4.9 centavos de US$ por kWh para la energía recuperada. Esta cifra debe compararse con el costo de la solución alternativa: comprar energía en el mercado spot. A modo de referencia, el costo de producción de una central de ciclo combinado a gas sería de 5.3 centavos de por kWh (para una central que opera a un factor de planta del 75 por ciento y un precio del petróleo de 75US$/bbl). 10. En resumen, las consecuencias del calentamiento en los Andes, reflejadas en la recesión de los glaciares, los cambios en las tasas de evaporación y escurrimientos, y los posibles cambios en los flujos de corrientes, son eventos que demandan mayor investigación, especialmente para comprender la contribución de los glaciares como reservorios naturales y la naturaleza del proceso de derretimiento en curso. Se deben incorporar estas consideraciones en el proceso de planificación cuando estos impactos jueguen un rol significativo en la hidrología de las cuencas. En los casos relevantes, las estimaciones preliminares sugieren que este impacto estaría en una pérdida de energía en el orden del 20 por ciento durante la estación seca. Se han identificado dos medidas de adaptación importantes: (a) la construcción de pequeñas represas en las cuencas superiores destinadas a restaurar el almacenamiento natural perdido; y (b) compensar las pérdidas de energía mediante compras de energía en el mercado spot, muy probablemente energía de origen térmico. Si bien la primera medida beneficiaría a todos los usuarios de agua ubicados aguas abajo, la segunda medida sería una solución exclusiva para el sector energético. Algunas consideraciones para el futuro 11. En este momento sería una especulación aseverar que habrá más o menos agua disponible en el país como resultado del proceso de cambio climático. Existe, sin embargo, evidencia creciente de que las regiones montañosas se calentarán más rápido que las áreas bajas circundantes y este calentamiento tendrá consecuencias directas sobre las tasas de evaporación, escurrimientos y posiblemente, flujos de corriente. Además, estudios recientes señalan que la capacidad reguladora del agua en los hábitats de las zonas húmedas de montaña se reducirá con la exposición a temperaturas más elevadas. Específicamente, las primeras investigaciones parecen sugerir que habría mayor escurrimiento en el norte mientras que el sur se vería afectado por sequías más severas. Asimismo, podría haber una mayor volatilidad de los patrones de precipitación pluvial ya que el fenómeno de la corriente de El Niño ocurriría con mayor frecuencia. Estos factores, y el grado de incertidumbre que los rodea, sugieren que el futuro desarrollo de proyectos hidroeléctricos en Perú debe tener en cuenta lo siguiente: 137 · Dado que existe aún un alto grado de incertidumbre sobre lo que verdaderamente sucederá como resultado del proceso de cambio climático, es de suma importancia controlar estrechamente el progreso que se alcance en esta área y, en particular, en la comprensión de los patrones regionales de precipitación pluvial para incorporar este conocimiento en el diseño de las centrales hidroeléctricas y en la formulación de una estrategia de suministro de energía para el país. Los estudios mencionados en la introducción de este anexo son los primeros pasos importantes en esta dirección. · La necesidad de un incremento contínuo en la capacidad de almacenamiento para compensar la pérdida de los glaciares (un proceso en curso así como medidas ya adoptadas), mayor frecuencia en la ocurrencia del fenómeno de El Niño y una hidrología posiblemente más seca en el sur del país. Es necesario destacar que si bien estas medidas podrían compensar las pérdidas que ocurrirían en el sur del país, también podrían aumentar la producción hidroeléctrica en el norte y en las regiones centrales de Perú puesto que la mayor frecuencia de la ocurrencia del fenónomeno de El Niño incrementaría los volúmenes de precipitación pluvial resultando ello en un beneficio neto. · Los patrones regionales de cambio climático podrían sugerir que una estrategia para los proyectos hidroeléctricos debe concentrarse más en el norte y regiones centrales del país, al mismo tiempo que procurar otras soluciones para el suministro de energía en el sur (por ejemplo, gas natural). No obstante, la naturaleza específica del lugar de emplazamiento para proyectos hidroeléctricos debe siempre tenerse presente puesto que podrían haber sitios especialmente atractivos en el sur que justificarían una fuerte inversión. · Es importante para el sector energético participar activamente y apoyar acciones para comprender mejor los impactos del cambio climático a través de un mejor control y desarrollo de modelos. · Existe la necesidad de evaluar la capacidad adicional de almacenamiento que se necesitaría para compensar la pérdida en la regulación del agua de los reservorios actuales, donde se espera que esas pérdidas tengan lugar. 138 Anexo 2: Medidas Recomendadas para Fortalecer la Red Hidrometeorológica Actual 1. En este informe se formulan las siguientes medidas para fortalecer la actual red hidrometeorológica:95 · Digitalización de toda la información hidrometeorológica del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología, SENAMHI (y posiblemente de otros organismos) que actualmente no se encuentra en forma electrónica (por ejemplo, gráficos del registro de nivel de agua, mediciones de flujo) antes de que irremediablemente se pierdan, reprocesándola junto con los datos ya digitalizados aplicando los últimos programas (software) para bases de datos hidrológicos (permitiendo una extensa auditoría de la calidad, control gráfico, etc.). Darle prioridad a (a) las estaciones clave que aún están en funcionamiento con los registros más prolongados; y (b) las cuencas de ríos con buen potencial para proyectos hidroeléctricos.96 · Una tarea similar a la anteriormente mencionada para toda la información y datos sobre intervenciones, es decir, regulación de los lagos, reservorios y extracciones para riego y suministro de agua potable. La mayor parte de esta información no está disponible en el SENAMHI pero sí en otros organismos centrales, regionales, provinciales y locales y en empresas privadas (por ejemplo, compañías mineras). Se podría definir un orden de prioridad para las cuencas. · Acuerdos para compartir la información hidrometeorológica reunida por las empresas privadas (por ejemplo, los productores independientes de energía (IPP), pero garantizando que ellos no pierden el derecho a desarrollar el proyecto(s) para el cual se hicieron las mediciones). Dada la falta de registros disponibles en muchas estaciones, esta información es útil para los análisis regionales de inundaciones y sedimento y también para mejorar los diseños de los proyectos y las posibilidades de sustentabilidad. · Cuando el SENAMHI suministra datos a los usuarios, también debería proveer información sobre la calidad de los datos (frecuencia de observaciones, mediciones de flujo, rango de descarga cubierto, etc.). Esta información es importante para evaluar el grado de confiabilidad de las estimaciones de flujo (y por ende la producción de energía y los ingresos), no para evaluar el desempeño del SENAMHI. · Después de un exhaustivo análisis de la disponibilidad actual de datos cronológicos y geográficos para posibles desarrollos futuros de proyectos hidroeléctricos y otros recursos de agua, existe la necesidad de ampliar la red hidrometeorológica. Se le debe dar prioridad a: (a) una red mejorada/nueva en ríos seleccionados de la cuenca hidrográfica oriental/amazónica con el propósito 95 Estas recomendaciones se complementan con el apoyo que actualmente provee el Banco Mundial a través del estudio "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology ­ Development of a Methodology thorugh a Case Study in Peru" que documenta los impactos del cambio climático. 96 Este sería un ejercicio por única vez similar al "Programa Estricto Hidrológico" de los holandeses en Sri Lanka en la década de 1980 y al reciente "Proyecto de Hidrología" en India con el apoyo del Banco Mundial. 139 de desarrollar los sitios más promisorios de esta región97; y (b) estaciones recientemente discontinuadas que tienen registros extensos, · El grado de incertidumbre que plantea el cambio climático/recesión de los glaciares y la necesidad de contar con planes de contingencia, son factores relevantes no sólo para el futuro desarrollo de proyectos hidroeléctricos si no también para las centrales eléctricas existentes. 2. Asimismo, valdría la pena evaluar el beneficio potencial de los estudios regionales y definir un curso de acción. Algunos impedimentos podrían eliminarse mediante la realización de estudios regionales de inundaciones, sedimentos, flujos bajos y balances de agua en toda la cuenca, ampliando el trabajo iniciado por la UNESCO (2006) bajo su Programa Hidrológico Internacional para América Latina (PHI-LAC). El SENAMHI podría realizar estos estudios, con poco gasto (u otro organismo del gobierno, por ejemplo, INRENA) o los departamentos de investigación universitarios. 97 Se considera que la instalación de una red de 15 estaciones hidrométricas, incluyendo la planificación y operación requeridas para un período de 5 años, tendría un costo aproximado de un millón de US$ (para el registro de los niveles de agua hasta 25 metros en áreas relativamente alejadas; incluyendo pozo de amortiguación, estación de monitoreo, medición del nivel de agua y equipo de medición y válvulas, así también como el costo de planificación, contratación y supervisión de instalación y procesamiento de datos). 140 Anexo 3 ­ Enfoque del Costo Evitado: Muestra del Cálculo para un Proyecto Típico · Capacidad instalada = 146MW · Energía hidroeléctrica neta anual 0.606%LF, menos 2.5% pérdidas transmisión=755 GWh · Capacidad firme = 122.5 MW · OCCT requerida = 92.1 MW · CCGT requerida = 30.4 MW (30.4+92.1=122.5) · Energía neta de OCCT = 33.3GWh · Energía neta de CCGT= 721.8 GWh · A 4.4$/mmBTU, costo energía para OCGT= 4.37 centavos de US$ por kWh, para CCGT=3.14 centavos de US$ por kWh, entonces costo promedio evitado de energía 3.2 centavos de US$ por kWh · Beneficio de capacidad para OCCT=76US$/kW/año, para CCGT=139US$/kW/año (en base a costos de capital de 460$/kW y US$875/kW, respectivamente, en base a tasa descuento 12%), entonces beneficio capacidad ponderado =123US$/kW/año · Costo evitado para proyectos mixtos OCCT&CCGT=5.31 centavos de US$ por kWh BTU = Unidad Térmica Británica CCGT = Turbina a gas de ciclo combinado GWh = Gigawatio-hora kWh = Kilovatio-hora mm = Millón MW = Megawatio OCCT = Turbinas de combustión de ciclo abierto 141 Anexo 4 ­ Procedimientos para Obtener los Permisos para Proyectos Hidroeléctricos Concesiones para proyectos hidroeléctricos Concesiones Temporales 1. Se puede otorgar una concesión temporal98 por un plazo de hasta dos años, renovable solamente una vez por dos años consecutivos más. 2. Las solicitudes para la extensión de los trabajos (en los casos de fuerza mayor cuando se puede necesitar más tiempo), se deben presentar dentro de los 30 días calendarios antes de la fecha de su finalización. El período de extensión solamente puede ser de dos años adicionales más, y después de este plazo la concesión cesará y se cancelará la garantía. Para solicitar una extensión de la concesión, el concesionario debe presentar un informe y renovar la garantía, junto con un permiso nuevo de uso de agua, si fuese necesario. Las extensiones se deben otorgar dentro de los 30 días calendarios de presentación de la solicitud y ser publicadas dos veces en el diario oficial El Peruano (Recuadro A4.1). 98 Las concesiones temporales están reguladas en el artículo 23 de la LEC, en sus artículos 30-33 de las Reglamentaciones y en el Texto Único de Procedimientos Administrativos (TUPA) CEO2 Anexo 1. 142 Recuadro A4.1: Requerimientos para Concesiones Temporales · Presentar la solicitud a la Dirección General de Electricidad, y pagar el 40% de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT), de conformidad con lo que establece el Texto Único de Procedimientos Administrativos. · Junto con esto, el solicitante debe presentar prueba de su registro público de patrocinador/desarrollador como empresa comercial de conformidad con lo estipulado en la ley peruana, y otros documentos legales necesarios que sirvan de apoyo a su solicitud. · Memoria descriptiva y juego completo de los planos y mapas de ingeniería de todas las instalaciones del proyecto. · Cronograma de la implementación del proyecto y plazos establecidos. · Estimación de los costos del proyecto y presupuesto. · Especificación de los derechos de agua que se necesitan para el estudio. · Autorización para uso del agua (actualmente la otorga el INRENA). · Delimitación del área solicitada para la concesión, indicando las coordenadas del UTM. El documento debe estar firmado y tener el sello del profesional a cargo. · Garantía a favor del MEM, equivalente al 1% de los costos estimados del proyecto, hasta un monto de 25 UIT. Las solicitudes deben ser enviadas al Ministerio de Energía y Minas, y deben otorgarse dentro de los 30 días de la fecha de presentación. Durante los primeros 5 días hábiles, la solicitud será publicada dos veces en el diario oficial El Peruano, una vez que la Dirección General de Electricidad verifique que la solicitud cumple con todos los requisitos requeridos. Concesiones Definitivas 3. Para todas las centrales hidroeléctricas con una capacidad instalada de 500 KW y superior se requieren concesiones definitivas99. Es necesario contar con la concesión definitiva antes de la construcción del proyecto. Las concesiones definitivas se otorgan por un período indefinido y permiten que el Estado imponga servidumbres de paso. 4. De conformidad con el artículo 26 de la LEC, si dentro de los 15 días hábiles de la fecha de publicación en el diario oficial El Peruano de la solicitud de concesión definitiva, se presentan nuevas solicitudes para la misma concesión, la Dirección General de Electricidad (DGE) notificará a todas las partes interesadas dentro de los cinco días calendarios y determinará a qué proyecto se le otorgará la concesión. 99 Las concesiones definitivas están estipuladas en los artículos 3, 6, 22, 25 y 28 de la Ley de Concesiones Eléctricas; en los artículos 37 a 43, 53 y 54 de sus Reglamentaciones, en el Texto Único de Procedimientos Administrativos (TUPA) CEO1 Anexo 1 y en el Decreto Legislativo No. 1002 (para las Concesiones Definitivas para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables). 143 5. La Dirección General de Electricidad otorgará la concesión al proyecto que mejor uso haga de los recursos naturales existentes, o alternativamente, al proyecto que tenga un plazo de construcción más corto. Si dichos plazos fuesen iguales, la concesión se otorgará al solicitante que ya se le haya otorgado una concesión temporal y que haya cumplido cabalmente con sus obligaciones (Recuadro A4.2). Otros Requerimientos a Nivel Local 6. Además de una concesión temporal o definitiva, una central hidroeléctrica también necesita contar con permisos de generación y transmisión (para poder ser parte del sistema) y otros permisos locales, tales como: · Permiso de planificación y construcción, que permita la construcción en el terreno. · Permisos requeridos en distintas etapas para los distintos tramos de la central (túneles, turbinas, y otras estructuras civiles). · Otros permisos que involucren a las instalaciones y personal, tales como los permisos de trabajo, y el cumplimiento con las reglamentaciones de salud y seguridad. 144 Recuadro A4.2: Requerimientos para Concesiones Definitivas · Presentar una solicitud ante la Dirección General de Electricidad, con evidencia del pago del 50% de la Unidad Impositiva Tributaria (UIT). · El solicitante debe presentar prueba del registro público de patrocinador/desarrollador como empresa comercial de conformidad con lo estipulado en la ley peruana, y otros documentos legales necesarios que sirvan de apoyo a su solicitud. · Antes de que se inicie la construcción, la captura de agua y su eventual retorno tiene que estar autorizada por la Autoridad Nacional del Agua. El permiso de uso de agua es entonces otorgado en forma automática. · Memoria descriptiva y juego completo de los planos y mapas de ingeniería de todas las instalaciones del proyecto. · Cronograma de la implementación del proyecto y plazos establecidos. · Estimación de los costos del proyecto y presupuesto. · Especificación de los derechos de agua que se necesitan para las instalaciones del proyecto. · Aprobación de parte del INRENA de los estudios requeridos para la generación hidroeléctrica. El estudio debe ser a nivel de prefactibilidad y abarcar el área que es relevante para la retención y toma de agua del proyecto, y el retorno del agua a la fuente de agua natural o artificial. · Delimitación del área solicitada para la concesión, indicando las coordenadas del UTM. · Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) por parte de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del MEM, o recibo de la solicitud de aprobación. · Garantía a favor del MEM, equivalente al 1% de los costos estimados del proyecto, hasta un monto de 50 UIT, que será devuelta una vez que se firme el contrato. · Informe preparado por una agencia calificadora de riesgos que califique la solvencia del solicitante mediante una escala estandardizada de calificaciones. · Prueba del financiamiento de los inversores del capital para la ejecución de las obras. · Se puede solicitar ahora el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) del Instituto Nacional de Cultura (INC), una vez que la concesión ha sido aprobada. La solicitud y la documentación necesaria deben presentarse al Ministerio de Energía y Minas, y deben ser aprobadas dentro de los 60 días hábiles de la fecha de su presentación. Derecho de Agua 7. Son tres los pasos secuenciales para obtener los derechos de agua. · Autorización para realizar estudios: no es exclusiva, pero es necesaria para obtener una concesión temporal; el INRENA debe autorizar el desarrollo de los estudios del recurso agua para generación eléctrica, donde no existe la necesidad de especificar los volúmenes de agua. Posteriormente, este instituto debe aprobar dichos estudios. 145 · Durante el proceso de otorgamiento de una concesión definitiva, el INRENA debe haber revisado y dado su opinión sobre el estudio ambiental presentado por el proyecto de generación hidroeléctrica, y también debe haber aprobado los estudios finales para el proyecto. Se deben especificar los volúmenes de agua. · Una vez que se ha otorgado la ejecución de las obras, obtener el permiso de uso de agua antes de que comience la construcción del proyecto: el INRENA debe otorgar un permiso de uso de agua para generación eléctrica antes de que comiencen las obras de construcción del proyecto. Se deben especificar los volúmenes de agua. Previamente se debe obtener la opinión de la Asociación de Usuarios a través de una consulta a la Administración Técnica de Riego (ATR)100. 8. Es necesario recalcar que este procedimiento está sufriendo cambios por la reciente creación de la Autoridad Nacional del Agua, organismo que se hará cargo de numerosas responsabilidades del INRENA (incluyendo el otorgamiento de licencias y autorizaciones). A modo de comparación, el Recuadro A4.3 presenta el caso del mercado chileno del agua y cómo Chile ha resuelto esta situación. Recuadro A4.3: La Experiencia Internacional: Chile y el Mercado Chileno del Agua La base del sistema chileno es el Decreto Legislativo 2603 de 1979 y el Código de Agua de 1981. · Acceso competitivo al título de propiedad utilizando un sistema de concesiones, que son otorgadas por el organismo del agua gratuitamente mediante una subasta al oferente cuya oferta es la más alta. · Los conflictos de agua se resuelven ante tribunales altos no especializados, los que carecen del conocimiento técnico necesario. Como resultado de ello, las decisiones pueden ser incompatibles con decisiones previas adoptadas en situaciones similares. · Un buen sistema hidrométrico es clave. · Los consejos de cuencas de ríos constituyen la base para el sistema de manejo del agua del país. · Cuando se trata de derechos de agua tradicionales y nativos, los mismos se pueden ver obstaculizados si existe la obligación de registrarlos para que los mismos sean reconocidos como tales. · Necesidad de un enfoque integrado y coordinado, que permite la participación de todos los agentes. 100 El Decreto Supremo 078-2006-AG crea, a nivel regional, las Administraciones Tecnicas del Distrito de Riego (ATR), porsteriormente modificadas a Administracion Tecnica del Distrito de Riego o ARR, dependiente de la Direccion Regional de Agricultura. Las ATR preparana un informe preliminar no vinculante, que se utiliza como base para la decisión que toma el INRENA. Como no existe un procedimiento establecido, las ATR pueden solicitar cualquier documento que consideren relevante. El INRENA tomaraa luego su decisión en base a los resultados de los informes. 146 Apelación 9. El Decreto Supremo 078-2006-AG designa a las Direcciones Regionales de Agricultura como órganos de apelación, donde tienen lugar las apelaciones contra las decisiones adoptadas por la ATR, excepto que haya una Autoridad de Cuenca con jurisdicción. Las decisiones de las Direcciones Regionales de Agricultura y del INRENA pueden ser apeladas ante el Ministerio de Agricultura (aunque únicamente en segunda instancia en el caso del INRENA). Las apelaciones de los usuarios primero tienen lugar ante la ATR. Procedimientos Actuales para la Evaluación del Impacto Ambiental y Social 10. Hay dos tipos de Estudios Ambientales, según la capacidad instalada: Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para centrales hidroeléctricas superiores a los 20 MW y Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para aquellas centrales que tengan una capacidad entre 500 KW y 20 MW101. Además de estos estudios, los estudios ambientales que se presenten para una central hidroeléctrica deberán incluir un Plan de Manejo de Cuenca. Estudio de Impacto Ambiental 11. Cuando la central de generación eléctrica tiene una capacidad instalada superior a los 20 MW, es necesario realizar un Estudio de Impacto Ambiental que debe ser aprobado por la DGAAE del Ministerio de Energía y Minas. El Ministerio cuenta con unos requisitos mínimos opcionales, tal como se menciona en la sección sobre los Estudios de Impacto Ambientales. Como se mencionara más arriba, en caso de ser necesario hay lineamientos disponibles en dicho ministerio. 12. El estudio debe identificar y evaluar todo el impacto ambiental directo e indirecto posible, incluido los aspectos biológico, físico, cultural y socioeconómico. 13. También debe incluir Planes de Manejo Ambiental (PMA), que tratarán de minimizar, evitar o compensar los efectos negativos y cualquier beneficio potencial, especialmente las medidas destinadas a proteger a las comunidades locales. El estudio debe ser aprobado dentro de los 45 días hábiles de la fecha de su presentación. 14. El estudio debe ser preparado y estar firmado por las asociaciones profesionales que estén autorizadas por la DGAAE. Procedimiento 15. El estudio debe ser presentado ante la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) y tiene que ser aprobado dentro de los 120 días hábiles. Si la Dirección General no emite opinión, se debe entender que el estudio no ha sido aprobado. 101 Ambas reguladas en la R.D 008-97-EM (Limites Maxios de Emision Permitidos para las Actividades Electricas) y el D.S. 029-94-EM (Normas para la Proteccion Ambiental en las Actividades Electricas). 147 16. Una vez que la DGAAE ha recibido el estudio, enviará una copia del mismo al Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA), que depende del Ministerio de Agricultura, y a la Dirección General de Energía y Minas. 17. Hay un plazo máximo de 60 días hábiles entre la presentación del estudio y la evaluación final que realiza la DGAAE. Durante estos 60 días hábiles, el INRENA dispone entre 20 y 30 días hábiles (dependiendo si hay alguna área protegida involucrada) para presentar su opinión, la cual, si bien no es vinculante, tiene que ser positiva para que la DGAAE apruebe el estudio. 18. Existe el requerimiento de realizar talleres y audiencias públicas para quienes estén interesados. La ley establece que estas audiencias se deben realizar en idioma español, con la participación de intérpretes cuando la audiencia o el grupo interesado emplee otro idioma, y con posterioridad a ellas, las autoridades pueden formular cualquier tipo de observación que debe ser tratada por el concesionario dentro de un plazo de 90 días hábiles. A continuación de este plazo, hay nuevamente un plazo de 30 días hábiles para que el INRENA examine el estudio. Este esquema de observaciones- discusiones se puede repetir más de una vez, de este modo corriendo el riesgo de eventualmente demorar todo el proyecto. 19. En cuanto a la Declaración de Impacto Ambiental y al Plan de Manejo Ambiental, la DGAEE puede solicitar aclaraciones y puede formular otras observaciones, las que deben ser resueltas por el patrocinador/desarrollador del proyecto dentro del plazo estipulado por la DGAAE (el que nunca será superior a los 90 días hábiles). 20. Dentro del plazo de 30 días hábiles a partir de la fecha de finalización de la construcción del proyecto, el concesionario debe presentar al OSINERGMIN un informe detallando las acciones que se han desarrollado para cumplir con las medidas recomendadas en los estudios ambientales. Si el OSINGERGMIN lo considera necesario, puede recomendar en esta etapa posterior un PMA, en tanto y en cuanto el proyecto ya cuente con un estudio ambiental previo. Plan de Manejo de Cuencas 21. Es una declaración jurada referente a la determinación y mantenimiento de los flujos ecológicos, que recomienda medidas para garantizar la estabilidad de los flujos ambientales, los balances de agua y su ecosistema existente de drenaje del sistema de agua hacia el reservorio. Estos planes de manejo se deben realizar dentro de los programas de cuenca regionales existentes. 22. Este plan de manejo determina lineamientos y medidas para el manejo y administración de los recursos hidrológicos y de agua. 148 Procedimientos Actuales para el Derecho de Paso 23. Los procedimientos implican algunas diferencias leves según se trate de un derecho de paso permanente o temporario. La solicitud debe ser enviada a la Dirección General de Electricidad, que a su vez la publicará en el diario oficial El Peruano y eventualmente determinará el monto que se debe pagar a modo de compensación. Procedimientos Actuales para el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos 24. Este certificado se solicita previo al inicio de la construcción. Hay un plazo de 30 días hábiles para aprobar el certificado, y si el INC no emite su opinión, el certificado se debe considerar rechazado. No obstante, estos plazos a veces no se respetan, creando así cierta confusión respecto de si la solicitud ha sido aprobada o no. Ha habido casos en los que la aprobación fue otorgada con posterioridad al plazo de 30 días. El Nuevo Ministerio del Ambiente El recuadro A4.4 presenta una breve descripción de la función del Nuevo Ministerio del Ambiente. Recuadro A4.4: El Nuevo Ministerio del Ambiente Creado mediante el Decreto Legislativo 1013 de mayo de 2008, fue reglamentado en diciembre de 2008 (Decreto Supremo 007-2008-MINAM). Este decreto estipula los lineamientos generales y la correcta implementación de la política del Gobierno en la materia. Este ministerio coordina, ejecuta, supervisa y evalúa dicha política a nivel nacional y regional. Garantiza la aplicación del marco legal ambiental de Perú, y en particular, trata el cambio climático, la desertificación y el agua. Respecto de esta última, no está claro cuál serásu rol, y cómo sera coordinado con otras instituciones. Después de mucho debatir, la Autoridad Nacional del Agua dependerá del Ministerio del Ambiente, y la evaluación de los estudios ambientales seguirá a cargo del Ministerio de Energía y Minas. Otras instituciones relevantes que dependen directamente del Ministerio del Ambiente son las comisiones multisectoriales, una oficina para asesorar sobre asuntos ambientales y un tribunal (aún faltan las normas reguladoras). 149 Anexo 5 ­ Sistemas de Subasta de Electricidad en Otros Países Sudamericanos Brasil 1. El sector eléctrico brasilero atravesó una etapa de rediseño de su estructura a mediados de la década de 1990. Esta reforma dio origen a una transición hacia un entorno más competitivo en la generación y suministro de electricidad con una mayor participación de las empresas privadas. Aún antes de completarse la transición hacia un modelo competitivo, Brasil debió hacer frente a una importante crisis en el suministro de electricidad. Desde fines de la década de 1990 el nivel de almacenamiento en los reservorios hidroeléctricos ha disminuido progresivamente. A comienzos del período seco de 2001 (mayo), los reservorios del sureste y noreste funcionaron solamente a un tercio de su capacidad total, volumen que no es suficiente para satisfacer la demanda, hasta el comienzo de la próxima estación húmeda. A fin de evitar el agotamiento de los reservorios, en mayo de 2001, el gobierno impuso un racionamiento obligatorio a una tasa del 20% del consumo de electricidad en los subsistemas del sureste/medio oeste y noreste. 2. El racionamiento se extendió hasta mayo de 2002. El consumo de electricidad fue drásticamente reducido, con importantes consecuencias económicas. El costo total estimado del racionamiento está cercano al 3% del Producto Bruto Interno. Sosteniendo que el `modelo de mercado' fue la causa del racionamiento, la reformulación institucional del sector eléctrico brasilero fue el compromiso electoral de Luis Inácio Lula da Silva. Desde que asumió el actual presidente, se debatió el nuevo modelo y en 2004 se implementó el nuevo marco regulador. 3. Esta segunda reforma pretendía garantizar que no sucedería una nueva crisis de suministro de electricidad y evitando el aumento de los precios de electricidad. Para lograrlo el gobierno retomó la planificación del sector, y alteró drásticamente el mercado mayorista. Se crearon dos instituciones. La Compañía de Investigación de Energía (EPE, por su sigla en portugués) se creó para asistir al Ministro de Energía en la planificación del sector, habiendo desempeñado un papel importante en las subastas de ampliación. El Comité de Control del Sector Eléctrico (CMSE por su sigla en portugués) está compuesto por representantes de los organismos del sector (departamentos y entes reguladores), y su función es realizar el seguimiento del proceso de ampliación, identificando en qué lugar pueden originarse los problemas. 4. Se crearon dos entornos para la contratación de energía en el mercado mayorista: entorno regulado de contratación (ACR por su sigla en portugués) y entorno libre de contratación (ACL por su sigla en portugués). En el ACL los grandes consumidores son libres de elegir sus proveedores fuera del sistema centralizado de subastas. La energía se negocia a través de contratos bilaterales con generadores y traders. Los contratos tienen diferentes plazos y predominan los contratos de corto plazo. 5. En el ACR las compañías de distribución compran energía en subastas públicas. Estas empresas presentan a la EPE sus proyecciones de demanda en un horizonte de 5 años. En base a estas proyecciones, la EPE define el mercado total que se ofrecerá en las 150 subastas. En estas subastas, los generadores compiten haciendo ofertas ($/MWh y $/MW) para atender el mercado de distribución. Luego, los ganadores firman contratos con todas las compañías de distribución que participaron en la subasta; en otras palabras, la energía de cada uno de los generadores se divide entre los distribuidores en la proporción que su mercado participa en el monto total negociado. El precio de venta de la energía está definido por las ofertas de las compañías de generación (pago por costo ofertado ­pay-as- bid) y el precio de compra, que pagan los distribuidores, es único y corresponde al promedio del precio de venta. 6. Los que siguen son los principales productos de energía que se subastan en un ACR: "Energía Vieja", corresponde a la energía producida por las centrales de generación eléctrica existentes, o que estaban próximas a entrar en marcha, a comienzos de la segunda reforma del sector eléctrico; fue la energía incluida en los Contratos Iniciales de 1998. No se otorgará ninguna concesión nueva o permiso ambiental; "Energía Botox", corresponde al caso especial de la energía producida por las centrales generadoras existentes, cuyas concesiones fueron otorgadas con anterioridad a la segunda reforma, bajo el concepto de "concesión onerosa". "Energía Nueva", corresponde al caso de la energía que producirán los proyectos hidroeléctricos nuevos, para los cuales los derechos de uso de agua y la concesión de generación se otorgarán a los proyectos seleccionados al mismo tiempo de la subasta. Las ofertas ganadoras con los precios más bajos firman contratos de largo plazo con las compañías de distribuicón y los grandes usuarios. Energía proveniente de Tecnologías Específicas, corresponde a la energía de fuentes específicas de generación de electricidad, tales como los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala, centrales eólicas y a energía solar, centrales de cogeneración y biomasa, y otras fuentes renovables de energía. El programa PROINFA utilizó este tipo de procedimiento. Subastas Especiales, para las que las condiciones generales de las subastas estándares no son apropiadas, requiriendo condiciones particulares definidas caso por caso, por las características especiales de los proyectos, las grandes inversiones involucradas y el gran volumen de producción de energía. Un ejemplo de este tipo de subasta fue el desarrollo del proyecto Río Madeira. 7. Las subasta de "Vieja Energía" y "Nueva Energía" son las más comunes; ambas se negocian en el ACR de diferentes formas. La energía vieja estaba orientada a responder al mercado existente en el momento en que se creó el modelo. En las subastas de energía vieja, se negociaron contratos a 8 años (con una excepción como se señala más adelante). Por otra parte, la nueva energía está dirigida a la ampliación del mercado de distribución. Las subastas de energía nueva se realizan con una previsión de 3 a 5 años por delante del mercado real y los contratos se negocian en las subastas con plazos de 15 a 30 años, para la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, respectivamente. 151 8. Desde fines de 2004 hubo cinco subastas "activas" de generación de electricidad existente y dos subastas adicionales; una de ellas no tuvo ofertas y la última se canceló. En ellas se negociaron contratos donde el suministro comenzaba de 2005 a 2009. El período de contrato ofrecido fue de 8 años, salvo la tercera subasta que ofreció un contrato de 3 años. Alrededor de 22 productores y 39 distribuidores participaron en las subastas. Las compañías de generación estatales dominaron el suministro, representando aproximadamente el 90% del total de la energía negociada en las subastas. Los generadores privados adoptaron la estrategia de orientar la energía al mercado libre. El Cuadro A5.1 resume los resultados de las cinco subastas activas de "Energía Vieja". Cuadro A5.1: Resultados de las Subastas de "Energía Vieja", Brasil Comienzo Plazo Contrato Cantidad Precio Subasta Fecha de Suministro (años) (GWh) (Reales -- US$ por MWh) ra 1 Dic 2004 2005 8 634,939 57.51 -- 21.14 2006 8 475,608 67.33 -- 24.75 2007 8 82,190 75.46 -- 27.74 da 2 Abr 2005 2008 8 929,196 83.13 -- 31.25 ra 3 Oct 2005 2006 3 2,683 62.95 -- 28.10 ta 4 Oct 2005 2009 8 81,769 94.91 -- 42.37 ta 5 Dic 2006 2007 8 14,306 104.74 -- 50.34 9. La primera subasta de "Energía Nueva" se realizó en diciembre de 2005, seguida de otras seis subastas. La última subasta (la 7ma) señalada en este informe, se realizó en septiembre de 2008. En las subastas de "Energía Nueva" las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas tienen distinto tratamiento. Las centrales hidroeléctricas compiten en precios por la energía generada, y las centrales termoeléctricas presentan ofertas por la capacidad de producción. El costo operativo de las centrales termoeléctricas, que ganan en las subastas, se paga y se transfiere a los consumidores finales. Como se indicara más arriba, los plazos de los contratos son de 30 y 15 años para las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, respectivamente. 10. En la primera etapa de las subastas, se establece el derecho a participar de los proyectos hidroeléctricos, y el gobierno define el precio máximo de la energía producida por estas plantas, que se aceptará en las subastas. Las ofertas con los precios más bajos ganan el derecho a participar en la segunda etapa, donde la energía hidroeléctrica compite con otras fuentes de energía. El Cuadro A5.2 muestra los resultados de las siete subastas de energía nueva realizadas hasta la fecha del presente informe. En la columna Tipo se indica si el proyecto es hidroeléctrico (H), o termoeléctrico (T), y entre paréntesis la cantidad de proyectos que ganaron en las subastas. 11. Para apreciar la composición de los proyectos que compiten en las subastas de energía nueva, se proporcionan detalles adicionales para la 4ta y 5ta subastas, realizadas en julio y octubre de 2007. La 4ta subasta fue dirigida al suministro de energía comenzando en 2010 y la 5ta para comenzar en 2012. Estas dos subastas fueron la conclusión de una tarea de planificación larga y compleja que comprendió estudios del 152 potencial de las cuencas de ríos de las centrales hidroeléctricas, proyecciones de la demanda de electricidad proveniente de los estudios realizados por las compañías distribuidores y el gobierno mismo. El permiso ambiental fue el último y decisivo paso en este prolongado proceso, que aseguró la inclusión (o no) de los proyectos hidroeléctricos en las subastas. Cuadro A5.2: Resultados de las Subastas de "Energía Nueva", Brasil Comienzo del Cantidad Precio Subasta Fecha Tipo Suministro (GWh) (Reales -- US$ por MWh) H (6) 18,672.43 106.95 -- 46.70 ra 1 Dic 2005 2008 T 73,769.25 132.26 -- 57.76 H (4) 12,096.53 114.28 -- 49.90 2009 T 112,408.56 129.26 -- 56.45 H (16) 233,778.55 115.04 -- 50.24 2010 T 113,349.55 121.81 -- 53.19 H (15) 270,331.10 126.77 -- 56.85 da 2 Jun 2006 2009 T 85,982.69 132.39 -- 59.37 H (6) 149,642.45 120.86 -- 55.95 da 3 Oct 2006 2011 T 70,350.3 137.44 -- 63.63 H 0.00 - ta 4 Jul 2007 2010 T 171,470.78 134.67 -- 72.40 H (5) 188,039.28 129.14 -- 71.74 ta 5 Oct 2007 2012 T 209,999.11 128.37 -- 71.32 H 0.00 - ta 6 Sep 2008 2011 T 141,489.70 128.42 -- 70.56 H (1) 31,819.13 98.98 -- 52.09 ta 7 Sep 2008 2013 T 394,941.89 145.23 -- 76.44 12. Sobre un conjunto de estudios y procedimientos, un total de 106 centrales eléctricas (hidroeléctricas y térmicas) fueron autorizadas por la EPE y aprobadas por ANEEL para poder participar en las subastas. La capacidad de generación total instalada fue equivalente a 16,022 MW. La información indicaba que del total de 106 plantas registradas, 61 utilizaban fuentes de energía renovable, mientras 45 utilizaban fuentes de energía no renovable para la generación de electricidad. De las 61 plantas de energías renovables enumeradas, 26 proyectos eran hidroeléctricos, 7 plantas utilizaban energía eólica y 28 proyectos utilizaban biomasa. En el caso de los proyectos que utilizaban fuentes no renovables de energía, 32 plantas fueron aprobadas para fuel oil y diesel, 4 para gas natural, 3 proyectos utilizaban dos combustibles (gas natural y diesel), 4 proyectos utilizaban carbón y dos proyectos eran de centrales térmicas que utilizaban coque. El Cuadro A5.3 resume los distintos proyectos que se aprobaron para participar en las subastas. 153 Cuadro A-3: Composición de Proyectos en la 4ta y 5ta Subastas de "Energía Nueva", Brasil Colombia 13. El sistema de subastas de Colombia es muy diferente de otras existentes en Latinoamérica. Una característica fundamental del sistema eléctrico colombiano es que es un mercado de energía de corto plazo activo, en base al precio de la energía que ofrece a lo generadores; la última (más cara) oferta determina el precio spot de la energía que se utiliza en las transacciones en el mercado mayorista de electricidad102. El sistema también incluye un pago por capacidad para atraer nuevas inversiones, considerando que el pago de energía marginal sólo para los generadores es insuficiente para cubrir los costos de largo plazo de nueva entrada. 14. Este pago por capacidad es calculado administrativamente por el ente regulador, y considerado bajo por los generadores si se lo compara con la práctica en otros países de la región para fijar este pago a un nivel tal como para cubrir los costos estándares de las unidades de generación de electricidad de punta. El gobierno considera también que el pago por capacidad no es la respuesta correcta a la restricción de adecuación de la confiabilidad en Colombia, que busca tener suficientes recursos técnicos y reservorios hídricos para proveer energía firme durante el período seco. En 2006, después de realizar estudios detallados, el ente regulador de la electricidad introdujo el mercado de energía firme para proveer la inversión y los incentivos operativos para los proveedores con el 102 En Brasil, Chile y Perú, el despacho de energía se basa en los costos unitarios (auditados) y no en el precio ofrecido por los generadores; por lo tanto, en estos países no existe un mercado de energía de corto plazo. 154 propósito de construir y operar la cantidad y calidad eficiente de los recursos energéticos. El objetivo es que este mercado debe reducir el riesgo de los proveedores y mejorar la confiabilidad, conduciendo a un servicio de electricidad confiable a un costo mínimo para los consumidores. 15. El producto de la confiabilidad del mercado de energía es una opción de compra financiera, respaldada por un recurso físico (la central eléctrica) certificada como capaz de producir energía firme durante un período seco. El requerimiento físico garantiza que habrá suficientes recursos disponibles para producir la energía firme requerida. La opción de compra financiera protege la carga (compañías de distribución y grandes usuarios) de los altos precios de la energía durante las épocas de escasez. Las unidades de generación del proveedor y el suministro de combustible disponible, proveen una protección fisica para limitar el riesgo de vender la opción de compra; en cuanto a un mercado de energía solamente, el riesgo del proveedor se reduce ya que el mercado de energía firme sustitutye las entradas altamente variables de energía mediante un pago constante por dicha energía firme. 16. La obligación del proveedor (en el total) es seguir la carga (demanda de energía; es decir, un conjunto de proveedores tiene que satisfacer la demanda puesto que ésta varía con el tiempo (por día): en cada hora la obligación total es igual a la carga de energía firme. La obligación de un proveedor en cualquier día es igual a su participación de energía firme. La obligación se distribuye durante el día en base al despacho horario. Esta definición ­vinculando la obligación de una unidad a su despacho horario durante el período de escasez- reduce el poder del mercado y mejora el desempeño del mercado spot de energía. La obligación de una unidad en base a la carga se distribuye a lo largo del día; una unidad hidroeléctrica con alto costo de oportunidad tiene su obligación concentrada en las horas de punta del día. 17. La confiabilidad del mercado de energía tiene las siguientes características clave: El Período de Planificación ­el tiempo entre la subasta primaria y el comienzo del compromiso del proveedor- inicialmente es de 3 años, pero el mismo se incrementará en seis meses en cada subasta sucesiva, hasta que alcance su valor permanente de 4 años. Los proyectos con tiempos de puesta en marcha más prolongados aún, pueden vender energía firme como un tomador de precio hasta 7 años por delante; El Período de Compromiso para los recursos existentes es de un año. El período de compromiso para los recursos nuevos es entre uno y veinte años. Los recursos nuevos seleccionan la longitud de compromiso que prefieren durante la calificación de la subasta. El precio de la energía firme se ajusta por inflación durante el período de compromiso; Un parámetro de la subasta es el Costo de una Entrada Nueva (CONE). Inicialmente, este parámetro lo estima el ente regulador; en consecuencia, se ajusta en base a los resultados de la subasta competitiva; La Curva de la Demanda especifica cómo la cantidad comprada de energía firme depende del precio. En el CONE, la carga compra su energía firme meta (100% 155 de la demanda estimada de energía firme). A precios más altos, la carga compra algo menos que la cantidad meta; a precios más bajos la carga compra algo más que la cantidad meta. El precio de la energía firme tiene un máximo de dos veces el CONE y un mínimo de una vez y media el CONE. La subasta utiliza un sistema por reloj descendente para promover el descubrimiento del precio. El precio comienza con un precio alto (dos veces el CONE) y los proveedores licitan la cantidad que están dispuestos a proveer a ese precio. Si hay oferta excedente, el precio baja y nuevamente los proveedores responden con su disposición a proveer. Este proceso continúa hasta que la oferta y la demanda se equilibran, lo que determina la cantidad ganada por cada proveedor y el precio de liquidación que se paga a todos los proveedores durante el período de compromiso. El sistema de subasta por reloj descendente incluye una simple regla de actividad: a medida que el precio baja los proveedores pueden mantener o reducir las cantidades; las cantidades no pueden incrementarse. Por ende, las ofertas de un proveedor deben ser consistentes con una curva ascendente de la oferta ascendente. Los recursos existentes pueden no participar del mercado, pero esta opción no impacta en el precio de la energía firme que se paga a los recursos existentes. 18. Los incentivos de desempeño en gran medida provienen del precio spot de la energía. Aquéllos que proveen más que su participación durante los períodos de escasez, son recompensados y aquéllos que proveen menos son penalizados. En cada caso, el incentivo marginal proviene del precio spot de la energía. Además, la certificación de energía firme de un proveedor, depende de su capacidad estimada para suministrar energía firme en un período seco. Esta estimación depende, al menos en parte, del desempeño histórico y esto proporciona un incentivo adicional. 19. El diseño de la subasta reconoce la posibilidad de que puede haber o un suministro inadecuado o una competencia insuficiente. El mecanismo de seguridad especifica lo que sucede en estos eventos poco probables. Poco después de la subasta primaria, se realiza una subasta de reconfiguración para cada año compromiso que todavía no ha ocurrido, pero para el cual ya se ha procurado la energía firme en una subasta primaria previa. Estas subastas de reconfiguración le permiten a los proveedores y a la carga equilibrar sus posiciones a la luz de la información mejorada disponible. Por ejemplo, un proyecto puede avanzar más rápido o más lento de lo planificado, y el crecimiento de la carga puede ser más rápido o más lento que el esperado. Además, durante el año compromiso se realiza una subasta mensual para equilibrar más las posiciones. Todas estas subastas son subastas de precio de liquidación y sobre sellado. 20. El precio firme de la energía se fija administrativamente en cada uno de los primeros cuatro años (2007-2010). Durante este período, el producto incluye la protección por carga comenzando en 2011, el precio de la energía firme se define en una subasta competitiva. Para reducir el riesgo en las primeras subastas cuando el período de planificación es más corto, el pago de energía firme para los recursos existentes tiene un 156 mínimo y un máximo más estrecho. El mínimo baja y el máximo sube para los recursos existentes siguiendo cada una de las primeras tres subastas competitivas. 21. Las primeras subastas de energía firme ("Obligaciones de Energía Firma", OEF) se realizaron en mayo y junio de 2008 y asignaron OEF para períodos de hasta veinte años comenzando en diciembre de 2012. Como resultado de ello, unos 9,000 GWh por año de OEF fueron asignados a recursos nuevos, junto con 62,860 GWh por año asignados a centrales generadoras de electricidad a un precio de "opción" determinado en la subasta de $13,998/MWh. La central generadora existente recibirá la comisión de opción para un solo año comenzando en diciembre de 2012, mientras que a los recursos nuevos se les garantiza esa comisión hasta veinte años. Se realizarán subastas subsiguientes cada vez que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) estime que la demanda de energía en años futuros no puede ser cubierta durante los períodos de escasez por la producción de energía con los recursos de generación existentes y cualquier otro recurso nuevo planificado que entre en operación. 22. La primera subasta primaria se realizó en mayo 2008, llevada 4.5 años en adelante del período de compromiso (el "período de planificación"), fue una subasta por reloj descendente para los recursos nuevos y efectivamente una subasta a sobre cerrado para las centrales eléctricas existentes; puesto que las ofertas para las centrales existentes tenían que ser presentadas antes del comienzo de la subasta, y no podían ser modificadas después. En esta subasta, los recursos nuevos pudieron cerrar un precio de energía firme hasta veinte años, comenzando en diciembre de 2012, mientras que los recursos existentes reciben el precio determinado por la subasta únicamente para un solo año. El precio de reserva utilizado en la subasta fue dos veces "el costo de una nueva entrada" (CONE), tal como lo determina la CREG, y también se utilizó un precio mínimo de la mitad del CONE, de manera que la CREG estaba obligada a comprar toda la energía ofrecida a ese precio. 23. En la subasta primaria hubo diecisiete participantes. Diez centrales eléctricas nuevas fueron las inicialmente ofrecidas (tres provenientes de la misma compañía ­ Gecelca), con una capacidad anual combinada de 9,185 GWh, mientras que la capacidad restante ofrecida provino de plantas existentes (62,860 GWh por año). De las nuevas plantas ofrecidas, solamente tres tuvieron éxito en la subasta: (a) a carbón, Geselca 3 de 150 MW; (b) a fuel oil, Termocol de 201.6 MW; y (c) hidroeléctrica, Amoya de 78 MW. De las nuevas plantas, dos provenían de nuevos participantes en el mercado colombiano ­ Poliobras y Cosenit ­ y, como se señalara, solamente Poliobras tuvo éxito en la subasta. Las otras dos empresas que vendieron OEF para las nuevas centrales eléctricas, ya eran grandes actores en el mercado eléctrico de Colombia: Gecelca con el 16% de la capacidad existente e Isagen con el 12%. El Cuadro A5.4 resume el desglose de la capacidad nueva ofrecida por los participantes existentes y los nuevos en la DCA. 157 Cuadro A-4: Composición de la Capacidad Nueva Ofrecida en la Primera Subasta Primaria OEF 24. La subasta por reloj descendente comenzó con un precio de reserva de US$26.09/MWh (2xCONE) disminuyendo a US$22/MWh en la primera ronda, y luego bajando en rangos de US$2/MWh en cada ronda subsiguiente. La subasta finalizó en la sexta ronda con un precio de US$13.998 por megavatio-hora. De los 65,869 GWh de energía firme "comprados" en la subasta para el primer año (diciembre 2012 a noviembre 2013), las centrales eléctricas nuevas representaron 3,009 GWh por año (4.6%) mientras que las unidades de generación existentes representaron 62,860 GWh por año (95.4%). Amoya fue la única central hidroeléctrica nueva que participó y ganó OEF en la DCA, ofreciendo 214 GWh por año. 25. La subasta secundaria fue para proyectos de generación nuevos con períodos de construcción más largos (plantas GPPS), y se asignaron OEF por períodos de hasta veinte años comenzando en diciembre de 2014. Las normas para subastas de GPPS estipulan un proceso en dos etapas. En la primera etapa, los oferentes presentan sus ofertas de cantidad para cinco años. Si la oferta supera la demanda en cualquiera de los cinco años, se realiza entonces una subasta a sobre cerrado en la que cada oferente presenta una sola oferta de precio para toda su cantidad ofrecida. Los oferentes no están informados en qué año (o años) hay exceso de oferta o exceso de demanda. 26. Seis proyectos hidroeléctricos nuevos participaron en la subasta. El precio de reserva en esta subasta fue el precio de "liquidación de mercado" estipulado en la subasta por reloj descendente puesto que la oferta incremental ofrecida por los oferentes fue inferior a la demanda incremental en cada año, el precio de reserva se pagó a los seis 158 oferentes por los proyectos hidroeléctricos con comienzo en diciembre de 2014 a diciembre de 2018; por lo tanto no fue necesario realizar una subasta a sobre cerrado para cualquier año de suministro. El Cuadro A5.5 muestra los resultados de la subasta de GPPS. Cuadro A5.5: Resultados de la Primera Subasta de GPPS Capacidad Energía por Año (GWh) Compañía Proyecto (MW) 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 Total Disponible Epsa Cucuana 60 49.5 0.5 0.0 0.0 0.0 50.0 50.0 Promotora Miel II 135.2 182.6 1.8 0.0 0.0 0.0 184.4 184.4 EMGESA El Quimbo 396 400.0 450.0 500.0 300.0 0.0 1,650.0 1,750.0 EPM Porce IV 400 0.0 320.6 320.6 320.6 0.0 961.7 1,923.0 ISAGEN Sogomatoso 800 400.0 400.0 750.1 750.1 50.0 2,350.3 3,791.0 Pescadero Hydroeléctrica 1,200 0.0 0.0 0.0 0.0 1,085.0 1,850.0 8,563.0 Ituango Oferta 1,032.0 1,174.0 1,571.0 1,371.0 1,135.0 6,286.4 16,261.4 Incremental Demanda 1,779.0 1,910.0 1,965.0 2,013.0 2,170.0 9,836.0 Incremental 27. Los especialistas del sector señalan que un supuesto crítico de la confiabilidad del mercado energético es que es competitivo para una nueva entrada. Por lo tanto, como parte de la implementación del mercado es importante que los agentes reguladores adopten medidas para reducir las barreras a la entrada. Un segundo supuesto crítico es que los proveedores tengan fe en que el mercado, una vez implementado, perdurará durante la vida útil de las centrales nuevas. En consecuencia, es importante para el gobierno comprometerse con el enfoque y respetar ese compromiso. Las barreras de entrada y el riesgo político pueden arruinar aún los mejores diseños de mercado. Los agentes reguladores y el gobierno deben reconocer y tratar estos desafíos; de lo contrario, el mercado podría proveer inversiones a alto costo, no al costo mínimo. Chile 28. Aún antes de los problemas que se produjeran en el sector eléctrico chileno por las restricciones del suministro de gas natural proveniente de Argentina, hubo una notable reducción en el nivel de inversiones en generación de electricidad nueva para hacer frente al crecimiento de la demanda. La causa principal de este problema, como lo informara la industria, fue el precio regulado relativamente bajo de la generación de electricidad, provocado principalmente por el plan de ampliación de generación poco realista que se utilizara para determinar el costo de desarrollo marginal de expansión de la generación de electricidad, que sirve de base para el cálculo de las tarifas reguladas. 29. A fin de evitar estos problemas y eliminar el cálculo administrativo de las tarifas reguladas, el gobierno promulgó la Ley 20018 en mayo de 2005, en la que se establece un sistema de subastas mediante el cual las compañías de distribución deben contratar sus necesidades de suministro en ofertas competitivas y firmar contratos de largo plazo con 159 compañías de generación a los precios que resulten del proceso de licitación. Los precios que resulten de las licitaciones serán transferidos a los consumidores. 30. El sistema de subastas de Chile tiene características muy similares al sistema de subastas de Perú; por lo tanto, lo describiremos muy brevemente, sólo como complemento de la discusión desarrollada en este anexo. 31. Las principales características del sistema de subastas chileno son las siguientes: Primer precio de subasta a sobre cerrado; Se debe contratar todo el tiempo el 100% de la demanda; Contratos con plazos de 15 años; Contratos para suministro de energía base y variable; La demanda es dividida en bloques para permitir ofertas de suministro parciales; Las empresas de servicios públicos se pueden agrupar para la asignación de bloques de demanda más grandes; Se establecen fórmulas de indexación para los generadores; El ente regulador determina un precio de reserva (precio tope) en cada subasta; Mecanismo de asignación: Primera ronda Precio tope = Precio del nodo + 20%; segunda ronda Precio tope = Precio del nodo + 15%, (30 días después) 32. Ha habido dos subastas hasta la fecha del presente informe. La primera subasta comprende una ronda y la segunda subasta dos rondas. No se ofrecieron plantas nuevas en estas subastas, señalando algunos prblemas de diseño. El Cuadro A5.6 muestra los resultados de estas dos subastas, complementadas con algunos detalles de precio que se presentan en el Cuadro A5.7. Cuadro A5.6: Principales Resultados de las Subastas, Chile Energía Energía Precio Tope Precio Prom. Subasta Fecha Subastada Asignada US$/MWh US$/MWh 1ra Oct 2006 14,160 12,766 61.7 52.8 da 2 , Primera Ronda Oct 2007 14,732 5,700 62.7 61.2 da 2 , Segunda Ronda Mar 2008 9,032 1,800 71.06 65.5 Cuadro A5.7: Resultados de los Precios Complementarios de las Subastas, Chile 33. Había una tercera subasta planificada para diciembre de 2008, pero luego fue postergada para marzo de 2009. La Figura A5.1 muestra los requerimientos de energía 160 para la tercera subasta, constituida por la energía no asignada en las subastas previas y la demanda adicional (demanda nueva) esperada; con un pico total anual de 9,032 GWh durante el período 2013 a 2021. Figura A5.1: Requerimientos de Energía de la Tercera Subasta, Chile 10.00J Th ird Auc tio n . . "'.-"' ....-,......," ..."..,."',... ,= ·.= ,= " ·. " ,= = · '" ,= · ,= 0 ~ ,= ,= 2010 2011 2012 2013 2014 20 15 2016 2011 20 18 2019 = 2021 = 2023 2024 2025 161 BIBLIOGRAFIA Agencia de la Promoción de la Inversión Privada (ProInversion). 2006 Estudios de Prefactibilidad Económica-Financiera de la Provisión del Gas a las Regiones del Interior del país (ProInversión 2004-2006). Lima. Angina P., Briscoe, J., Pena H. 1998. "Managing Water as an Economic Resource: Reflections on the Chilean Experience" Environment Department Papers No 62. The World Bank. Washington D.C. April. Bolens, R., Getches, D. and Guevara, A. 2006. Agua y Derecho: Políticas Hídricas, Derechos Consuetudinarios e Identidades Locales. Instituto de Estudios Peruanos (IEP). Bustamante, J. 2008. Dificultades para Centrales Hidroeléctricas: Características y Comentarios de los Proyectos Hidroeléctricos con concesiones en el Perú. Draft Report. Washington D.C. Corporación de Desarrollo del Nor-Yauyos (CODENY). 1999. Diagnóstico de la Zona Reservada Alto Cañete y Cochas-Pachacayo. Working Document. Lima. May. Available at http://www.geocities.com/proyauyos/Archivos/ZReservadaFinal.doc Comité de Operación Económica del Sistema - Sistema Interconectado Nacional (COES- SINAC). 2007. "Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2008." Report submitted to the Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Lima, November. Available at http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. Comisión Técnica Multisectorial. 2004. Estrategia Nacional para la Gestión de los Recursos Hídricos Continentales del Perú. Lima. Commission on Legal Empowerment of the Poor. 2008. Making the Law Work for Everyone Volume II. New York. Donoso, G., Melo, O., Jordán, C. undated. Mercado de Derechos de Aprovechamiento de Aguas de la Primera Sección del Rio Maipo, Región Metropolitana: Comportamiento de los Diferentes Agentes Económicos y Variabilidad en Precios. Pontificia Universidad Católica de Chile. Santiago. Donoso G. 2006. "Water Markets: Case Study of Chile's 1981 Water Code." Ciencia e Investigación Agraria, 33(2): 157-171 Pontificia Universidad Católica de Chile. Santiago. Available at: http://www.rcia.puc.cl/Espanol/pdf/33-2/9-Water1.pdf El Peruano. 2008a. Decreto Legislativo No. 1002 Decreto Legislativo de Promocion de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energias Renovables. Lima May 2. El Peruano. 2008b. Decreto Legislativo No. 1013, Decreto Legislativo que Aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del Ministerio del Ambiente. Lima. May 14. El Peruano. 2008c. Decreto Legislativo No. 1003, Decreto Legislativo que Agiliza Tramites para la Ejecución de Obras Publicas. Lima. May 2. 162 El Peruano. 2008d. Decreto Legislativo No.1078 Decreto Legislativo que Modifica la Ley 27446, Ley del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental. Lima June 27. Gayoso, R. 2007a. "Estudio de Revisión y Actualización Hidrológica de Caudales Naturalizados para Generación de Energía Hidroeléctrica por EDEGEL en el Rimac." Report to Empresa de Generación Eléctrica de Lima (EDEGEL) S.A.A., July. Gianella, J. 2007. Naturalización de la Información Hidrológica del Río Vilcanota. Report to Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu S.A. (EGEMSA). Lima July. Guigale, M., /Newman, J., and Fretes-Cibilis, V. 2007. An Opportunity for a Different Peru: Prosperous, Equitable, and Governable. World Bank Publication. Washington D.C. Hearne, R., and Donoso, G. 2005. "Water Institutional Reforms in Chile". Water Policy 7(1): 53-70. Infoclim@. 2007. "Estudio de Evaluación de las Normales Climatológicas Utilizadas en las Cuencas de Operaciones de la Generadoras Integrantes del COES SINAC", Report submitted to Comité de Operación Económica del Sistema (COES), Lima, October. IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change). 2007. "Fourth Assessment Report." Cambridge University Press. Available at: http://www1.ipcc.ch/ipccreports/assessments-reports.htm Lahmeyer Agua y Energía S.A. 2007. "Pucara Hydropower Plant ­ Basic Design Report." Report to Empresa de Generación Eléctrica Cuzco S.A. (EGECUZCO) and Project International Development (PID). Lima. September. Meir, P. 2008. Economic Financial Analysis of Hydropower in Peru. Draft Report. Washington D.C. Millones, J.E. 2008. Análisis de los Estudios de Impacto Ambiental Desarrollados para Centrales Hidroeléctricas. Draft Report. Lima. Ministerio de Economía y Finanzas. 2007. Boletín Diario. Lima. September 11. Ministerio de Economía y Finanzas. 2007. Boletín Diario. Lima. October 22. Ministerio de Energía y Minas. 2006. Plan Referencial de Elecricidad 2006­2015. Dirección General de Electricidad. Lima. Peru. ______. 2007a. "Estructura de Precios de los Combustibles". Informe Mensual Estadístico. Lima. ______. 2007b. Informes semanales de Precios Referenciales y Precios Reales de los Combustibles Derivados del Petróleo". Lima Organismo Superior de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). 2007a. Propuesta de Plan Energético al 2015. Lima. 163 ______. 2007b. Operación del Sector Eléctrico, Reporte Estadístico, Septiembre 2008 y Diciembre 2007. Lima. ______. 2007c. Fijación de los Precios en Barra para el periodo Mayo 2007-Abril 2008. Lima. ______. 2008a. "Fijación de los Precios en Barra aplicables al período comprendido entre el mayo 2008 y abril 2009", Resolución N° 341-2008-OS/CD, Lima, April 2008; available at http://www2.osinerg.gob.pe/gart Organismo Superior de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) and Universidad ESAM. 2008. Análisis de Barreras de Entrada para la Inversión en Centrales Hidroeléctricas. Departamento de Estudios OSinergmin. Lima. Junio. Available at: http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/Informe%20F inal%20Barreras%20CH%20.pdf Pena, H., and Solanes, M. 2003. Effective Water Governance in the Americas: A Key Issue. Global Water Partnership. Presented at the Third Water Forum in Kyoto, Japan. March. Available at http://www.cepal.org/samtac/noticias/documentosdetrabajo/2/23422/DrSam00303 .pdfRogers, P. 2002. Water Governance in Latin America and the Caribbean. Inter-American Development Bank. February. Available at: http://www.iadb.org/sds/doc/ENV-PRogers-WaterGovernanceinLAC.pdf Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI). 200x. Balance Hidrico Superficial del Peru a Nivel Multianual. Lima. Available at: http://www.senamhi.gob.pe/?p=0702 United States Army Corps of Engineers. 1971. "Monthly Streamflow Simulation: Computer Program HEC4." Hydrologic Engineering Center. Davis, California. URS. 2008. "Study of Equipment Prices in the Energy Sector." Report to the World Bank. Washington, D.C., April. World Bank. 2004b. "Hydrology Project Phase II." Project Appraisal Document (PAD No. 28140-IN) on a proposed loan to the Government of India. Washington, D.C., July 19. ______. 2008. "Peru Natural Gas Study." Anexo 4: Valoración del Gas. Draft Report. Washington, D.C.______. 2008. "State and Trends of the Carbon Market." Washington, D.C. ______. Forthcoming (a). "Assessing the Impacts of Climate Change on Mountain Hydrology ­ Development of a Methodology through a Case Study in Peru." Washington, D.C. ______. Forthcoming (b). "Peru ­ Institutional and Financial Framework for Development of Small Hydropower." Washington, D.C. ______. Undated. Cost Effectiveness of the Environmental Licensing System in Brazil, Draft Concept Note. Washington D.C. 164 El Programa de Asistencia para la Gestión de la Energía (ESMAP) es un programa de fondos fiduciarios para el conocimiento global y la asistencia técnica administrados por el Banco Mundial y ayuda a países de ingresos bajos y medios a aumentar los conocimientos técnicos y capacidad institucional para lograr soluciones energéticas ambientalmente sostenibles para la reducción de la pobreza y el crecimiento económico. 165 Unidad de Energía Departamento de Desarrollo Sostenible Región Latino América y el Caribe Banco Mundial