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La generación fluvial de electricidad obtiene sus fondos de inversionistas que evalúan los diferentes riesgos involucrados en estos proyectos. Dado que el liderazgo está en manos del Estado y bajo la administración del Ministerio de Energía y Minas, se tiene en cartera una lista de proyectos de inversión para el corto, mediano y largo plazo.

Tabla 15

Proyectos de Generación candidatos – Centrales Hidroeléctricas

Nota. Adaptado de Plan Referencial de Electricidad 2008-2017 (pp. 136-138), por Ministerio de Energía y Minas [MINEM], 2008, Lima, Perú: Dirección General de Electricidad. Copyright 2008 por Ministerio de Energía y Minas [MINEM].

Proyectos medianos con concesión definitiva

Potencia Producción Monto Inversión

MW GWh Millones US$ Machu Picchu II 98 584 149.00 Tarucani 50 334 67.81 Cheves 168 837 192.03 Santa Rita 174 1,000 173.73 La Vírgen 64 385 63.34 San Gabán I 110 744 205.89 Sub Total 664 3,884 851.80 Central

La Tabla 15 muestra los proyectos medianos con concesión definitiva, los cuales adicionarán 664 MW de potencia al sistema, con una inversión total de 851.8 millones de dólares americanos aproximadamente.

El Ministerio de Energía y Minas informó que las inversiones realizadas en el sector eléctrico durante el primer trimestre del año 2011 ascendieron a US$ 391 millones, siendo ésta superior a la del año anterior en similar período en un 76.14%.

Dichas inversiones fueron distribuidas de la siguiente manera: “las empresas de generación ejecutaron un total de 77.37%, las empresas de transmisión lo hicieron en un 14.27% y por último las empresas distribuidoras colaboraron con un 8.36% del total invertido” (Pacific Credit Rating, 2011, p. 8).

Figura 16. Evolución de las inversiones en generación (periodo 1995-2009). Tomado de

Sector Eléctrico del Perú 2010 (p. 9), por Ministerio de Energía y Minas [MINEM], 2011.

Recuperado de http://www.minem.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=52 El Ministerio de Energía y Minas (2011c) en su publicación del Sector Eléctrico del Perú 2010 se plantea que:

En el quinquenio comprendido entre el 2004 al 2009 la inversión total de las empresas eléctricas de generación se incrementó a una tasa promedio de 23% anual. Las

empresas privadas tienen la mayor participación y han presentado una tendencia creciente en su inversión hasta el 2008. (p. 9) (ver Figura 16)

La Ley de Concesiones Eléctricas establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un régimen de precios regulados para aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran. Se encuentran sujetas a regulación de precios las operaciones siguientes:

1. La transferencia de potencia y energía entre generadores, en este caso los costos están determinados por el COES.

2. Los retiros de potencia y energía en el COES que realicen los distribuidores y usuarios libres.

3. Las tarifas y compensaciones de sistemas de transmisión y distribución. 4. Las ventas de energía de generadores a distribuidores destinados al servicio

público de electricidad, excepto cuando se hayan efectuado licitaciones destinadas a atender dicho servicio.

5. Las ventas a usuarios de servicio público de electricidad.

Tanto los generadores como los distribuidores pueden realizar ventas de potencia y energía a los usuarios libres, para el caso de los distribuidores estos deben tener un contrato de suministro con alguna generadora. Adicionalmente, la Ley establece que los generadores están impedidos de contratar con distribuidores y usuarios libres más potencia y energía firme que las propias, y las que tengan contratada con terceros.

Para Carta et al. (2009):

El coste de cada Kilovatio-hora depende del coste de instalación, la cual debe

amortizarse a lo largo de la vida; del coste de explotación; y de la energía producida, que depende en gran medida del caudal de agua. El coste de la instalación depende fundamentalmente del coste de los siguiente elementos: maquinaria (turbinas,

generadores, multiplicadores, etc.), obra civil (accesos, embalses, canales, tuberías, edificaciones, etc.) sistema eléctrico (líneas eléctricas, transformadores, sistema de control, regulación y protección), e ingeniería y dirección. El coste dominante lo constituye la instalación, y una gran parte de este coste lo genera los costes de la obra civil, los cuales varían notablemente de un lugar a otro. Los costes específicos de instalación dependen de la capacidad instalada de la central. Los costes de explotación se desglosan en costes por alquiler de terrenos, costes de operación y mantenimiento (personal, repuesto y consumible), costes de gestión y administración y costes de seguros e impuestos. Estos representan una cantidad muy pequeña comparados con los costes de inversión de la instalación. Un factor determinante cuando se pretende calcular el coste de KWh producido es el denominado factor de capacidad anual de la central, es decir, el porcentaje respecto de la potencia instalada en que opera la central. Ya que puede existir una gran diferencia, en cuanto a

producción se refiere, entre la generación de la central funcionando constantemente a plena capacidad, y funcionando intermitentemente, usando una fracción de la

capacidad instalada. (pp. 463-465)

Por otro lado, en el análisis del costo de inversión para la construcción de centrales de generación fluvial está dado por el factor US$ / KWh la cual tiene un estándar promedio de entre US$1,700 y 2,100 por unidades de energía generada que para este caso son los KWh. Es así que se ha tomado seis proyectos de centrales de generación fluvial de energía en el Perú elaboradas por empresas privadas y el promedio de inversión total por KWh es de US$ 1,901. (ver Tabla 16)

Tabla 16

Inversión y Gastos de Centrales de Generación de Energía Fluvial (US$ / KWh)

Nota. Tomado de Estrategia de Generación de Valor en una Empresa de Distribución Eléctrica (p. 138), por Mendiola et al., 2011, Lima, Perú: Universidad ESAN. Copyright 2011 por Universidad ESAN.

Descripción Tincoc Vilcabamba 1 Pukamuko Vilcabamba 2 Puerto

Ollantaytambo Olleros Promedio

Potencia Instalada (KW) 4,431 3,000 2,800 4,000 500 5,000 3,289

Costo directo de la central

hidroelectrica 7,639,746 4,960,811 4,685,651 6,614,415 835,897 6,393,679 5,188,367

Gastos generales

Variables (9%) 687,577 446,473 421,709 595,297 75,231 639,368 477,609

Fijos (2%) 152,795 99,216 93,713 132,288 16,718 677,256 195,331

Utilidad (7.5%) 572,981 372,061 351,424 496,081 62,692 492,018 391,210

Costo por cada central 9,053,099 5,878,561 5,552,497 7,838,081 990,538 8,202,321 6,252,516

Inversión promedio por KW (US$ / KWh) 1,901

En cuanto a la inversión promedio realizado en un proyecto específico para la construcción de las centrales de generación fluvial, se destaca la pequeña central de Olleros, de cuyo perfil se rescataron los indicadores financieros estándares de costo de inversión y gastos operativos utilizados por expertos en factibilidad de proyectos. La central se ubica en el distrito de Recuay, provincia de Recuay, departamento de Ancash, la cual se alimentará de las aguas del río Negro y las aguas provenientes de los glaciares. Las características técnicas básicas del proyecto son las siguientes:

 Salto Bruto: 195 m

 Caudal promedio: 4.92 m³/s

 Caudal de diseño: 2.9 m³/s

 Canal de conducción (tubería PVC) 3,600 m

 Potencia estimada: 5 MW

Tabla 17

Presupuesto de Obra del Proyecto Olleros (en dólares)

Nota. Tomado de Estudio del Perfil de la Pequeña Central Hidroeléctrica Olleros y su Interconexión Eléctrica (p. 29), por Prieto Ingenieros Consultores S.A., 2011. Manuscrito inédito.

Descripción Importe (US$)

Presupuesto obras civiles 3,446,679

Presupuesto obras Electromecánicas 2,947,000

Total Costo Directo (CD) 6,393,679

Gastos generales (10% CD) 639,368

Utilidades (UT= 10% OC + 5% OE) 492,018

Inversión Total (IT) 7,525,065

Ingeniería definitiva (4% IT) 301,003

Supervisión de obras (5% IT) 376,253

El presupuesto del proyecto se presenta en la Tabla 17 detallado por costos de obras civiles, electromecánicos, gastos generales, ingeniería definitiva, supervisión de obras y utilidades.

En la Tabla 18 se resume el resultado de esta evaluación con sus respectivos

indicadores económicos. Para efectos del análisis se ha evaluado para un periodo de 30 y 50 años. Se han considerado todos los ingresos y egresos a nivel anual.

Tabla 18

Resultado de la Evaluación Económica del Proyecto Olleros (Central de Generación Fluvial de electricidad)

Nota. Tomado de Estudio del Perfil de la Pequeña Central Hidroeléctrica Olleros y su Interconexión Eléctrica (p. 30), por Prieto Ingenieros Consultores S.A., 2011. Manuscrito inédito.

Año 1 Año 2 Año 3-30

Inversion: en US $ 8,202,321.27 Dolares (sin IGV) 4,101,161 4,101,161

165,794 123,035 20,251 15,006 7,503 1,685,693

Potencia Punta 1250 kW garantizados 105,600

Potencia FPunta 3125 kW garantizados 79,500

Energia 28.94 GWh-año en promedio 1,500,593

-4,101,161 -4,101,161 1,519,898 a 30 años a 50 años 12% 12% 30 50 2,788,479 3,048,993 1.49 1.53 16.90% 17.00% 12 12

Valor Actual Neto (VAN) Relación Beneficio/Costo Tasa Interna de Retorno (%) Periodo de Recuperación (años)

COES (0,5% de la produccion de energia) Ingresos anuales en US $

Flujo de caja neto (dólares/año) Resultado de Eval. Económica Tasa de descuento (%)

Periodo de evaluación (años)

Evaluación Económica Inversión en US $

Otros costos fijos anuales en US $ COyM (1.5% del costo de la Inversion) Canon del agua

Los indicadores VAN, relación B/C y periodo de recuperación se han calculado para una tasa de descuento de 12% que es la indicada en el Reglamento de Concesiones Eléctricas. Se observa un período de recuperación de la inversión de 12 años el cual es un buen

indicador considerando que la vida útil real de las obras civiles es de 40 años y de las electromecánicas de 20 años. Por último, la relación beneficio/costo (1.49) es concordante con el valor actual neto y la TIR (16.9%) obtenida.