UNIVERSIDAD ESAN GRADUATE SCHOOL OF BUSINESS

Año 2015

CURSO: NORMATIVA DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD

Trabajo final: Evaluación y evolución de los contratos de reserva fría entre el Estado Peruano e inversionista privados

Profesor: Rolando Salvatierra Combina Alumno: Rolando Roberto Seclén Campos

1. OBJETIVO:

Desde el año 2010 al 2014, el Estado e inversionistas privados han suscrito ocho contratos de concesión y de compromisos de inversión para la construcción de centrales de reserva fría.

Denominación POC (1) Ubicación Potencia efectiva

(MW)

Potencia contratada

(MW)

Precio oferta (USD/MW-

mes)

Inversión (MM de

USD)

C.T.R.F Malacas 13/07/2013 Talara 189 200 +/- 15% 7815 106.4

C.T.R.F Ilo 20/06/2013 Ilo 564 400 +/- 15% 7190 220.4

C.T.R.F Eten 12/06/2015 Chiclayo 200 +/- 15% 7627

C.T.R.F Pucallpa 28/02/2015 Pucallpa 40 9147.36

C.T.R.F Puerto Maldonado 28/02/2015 Puerto Maldonado 18 11718.93

C.T.R.F Iquitos Nueva 18/03/2016 Iquitos 70 16948

C.T Ilo – Nodo energético 01/03/2007 Ilo 500 +/- 20% 5750 432

C.T. Puerto Bravo – Nodo energético 01/05/2016 Mollendo 500 +/- 20% 6899 390 (1) Puesta en operación comercial

Fuente Osinergmin

Como se observa de las lecturas de los mismos, estos contratos han tenido como base un mismo texto, el cual ha sido modificado para adecuar las experiencias obtenidas en los concursos y obtener mejoras en los mismos. El objetivo del presente trabajo es discutir el contenido de los principales títulos de los contratos y realizar a la vez una comparación entre contratos emitidos en periodos distintos. Hemos tomado como referencia los siguientes contratos

Contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo”, firmado el 28 de octubre del 2010.

Contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Eten”, firmado el 15 de febrero del 2011.

Contrato de Compromiso de Inversión “Nodo Energético en el Sur del Perú”, firmado en enero del 2014.

2. ANTECEDENTES DE LOS PROYECTOS DE RESERVA FRÍA

A lo largo de la primera década del siglo XXI, el crecimiento económico del Perú debió ser sostenido, en buena parte, con la producción de energía eléctrica del parque generador existente y los proyectos que en libre competencia debieron ingresar en operación en dicho periodo. Por ejemplo, durante el periodo 2006-2008, la demanda eléctrica registró una tasa de crecimiento superior al 8% anual, que en términos de potencia adicional significó más de 1000 MW requeridos del SEIN. Sin embargo, durante este periodo sólo ingresaron proyectos por 761 MW de generación, con lo cual, la reserva efectiva de capacidad a fines del 2008 fue de alrededor del 23% de la máxima demanda. En la figura adjunta se observa la evolución del margen de reserva del 2001 al 2013.

Fig1

Como se observa en el periodo del 2001 al 2008, a raíz del decreciente margen de reserva - influenciado por factores como: Sequías, cada vez más frecuentes y de mayor duración, que disminuían la producción del parque hidráulico del SEIN (50% del total en ese entonces), fallas en las unidades de generación termoeléctricas y problemas en el abastecimiento de combustibles - el Estado, con la finalidad de salvaguardar la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico, recomendó el 2009 instalar 400 MW de reserva fría. El 2010, con un estudio de actualización al 2014, el MINEM propuso 800 MW como meta de reserva fría.

Bajo esta necesidad, Proinversión ha sido ente estatal que ha conducido los procesos de licitación para la concesión de los proyectos de las centrales de reserva fría, las cuales tienen un incentivo de pago por capacidad y energía que cubre la inversión, costos de O&M y la rentabilidad esperada del proyecto. Adicionalmente, las empresas privadas que ganan las licitaciones cuentan con contratos de largo plazo (20 años) con estabilidad jurídica. A la fecha, dos centrales ya están en operación: la C.T. de Malacas y la C.T de Ilo

Como se observa en la figura Nª1, la tendencia decreciente de margen de reserva ha sido revertida en los últimos años, en parte con el cumplimiento de la POC prevista de grandes proyectos termoeléctricos - como los ciclos combinados de Kallpa y Enersur – y también, con el ingreso en operación de las dos primeras centrales térmicas del parque de reserva fría, mencionadas líneas arriba.

3. ANÁLISIS DE LOS CONTRATOS

Se comparan primero los dos contratos iniciales, el de Ilo (oct 2010) y Eten (feb 2011), que son muy parecidos por su cercanía en el tiempo y luego se discute comparativamente el contrato del nodo energético (Samay 2014). El análisis se ha empezado desde el título Nª3.

Título 3: Objeto, plazo y características de la concesión

Bajo ninguna circunstancia es posible contratar con terceros las potencias y energías efectivas que han sido licitadas por el Estado y comprometidas dentro de ciertos rangos en los contratos

de reserva fría1. Adicionalmente, no pueden contratar sus potencias ni energías firmes reales ni respaldar con ellas contratos de suministro. Esto último quiere decir, que si la planta por un tema de diseño y/o disponibilidad de equipos en el mercado se construye con una mayor potencia efectiva o firme2 que lo que el contrato estipula, esta potencia no la podrán contratar o al menos, usarla para respaldar contratos de venta de energía a clientes libres o regulados. Por ejemplo, la C.R.F de Ilo – ya en operación comercial - tiene una capacidad de 564 MW, cuando tiene realmente comprometidos 460 MW con el Estado. Esta diferencia de 104 MW de capacidad no la pueden comercializar. Es claro que en este caso técnicamente y económicamente no sea conveniente operar una turbina a gas 3 de esta planta. Tampoco lo sería mantener un stock adicional de combustible para cubrir la operación de esta potencia disponible. Lo más probable que la C.R.F de Ilo (Enersur), amparándose en la cláusula 3.5 del contrato de concesión, considere salir con premura del parque de reserva fría e ingresar al SEIN como una central de operación regular utilizando gas natural, situación que se puede materializar cuando esté en operación comercial el nodo energético sur. Si la puesta en operación comercial del gasoducto sur peruano está prevista para marzo del 2019, como máximo debería avisar en marzo del 20174 su intención de apartarse de la operación como reserva fría. Esta salvedad del contrato en el mediano plazo no le favorece, por ejemplo, a la C.R.F de Talara (Malacas - EEPSA), pues todavía no se vislumbra la posibilidad de un gasoducto hacia el norte del país.

Para el caso de la C.R.F de Puerto Bravo (Samay) del nodo energético sur se estipula, dentro de las características del terreno del proyecto, que este deberá permitir la ampliación de la planta a ciclo combinado. También se estipula una elevación mayor a 15 m, para evitar que sean construidas a orilla playa y dar cierta protección contra un maretazo. Las centrales del nodo energético sur son plantas de ciclo simple que inicialmente operarán como reserva fría usando como combustible el diésel B5, pero cuando esté disponible el gas del gasoducto sur peruano, funcionarán con gas y posteriormente las plantas serán convertidas en ciclos combinados, más eficientes que las plantas de ciclo simple.

Con respecto a la indisponibilidad programada que es permitida en todos los contratos. Tanto para C.R.F de Talara como la C.R.F. de Ilo5, se estipula directamente en los contratos que la indisponibilidad no deberá ser superior a 438 horas al año. Para el caso del contrato con Samay, se menciona el cumplimiento del PR-25 del COES “Factores de indisponibilidad de unidades de generación”, en el cual se indica 528 horas como límite máximo de indisponibilidad programada. Las instalaciones son muy similares y los tipos de mantenimiento que se realizan, por arranques u horas de operación, también lo son. Por tal motivo, no vemos la necesidad de otorgar un plus de 90 horas adicionales a Samay.

Se observa que la cláusula relativa a la supervisión del proyecto6 es más exigente en las plantas del nodo energético sur. Ahora se exige que las empresas que realicen la supervisión deben ser calificadas por Osinergmin, tener más de 15 años de experiencia en supervisión de proyectos y no estar relacionadas con la empresa operadora del proyecto.

1. Clausula 3.3. Contratos de C.R.F de Ilo y Eten. 2. Que en términos de capacidad son prácticamente lo mismo para una central térmica que disponga combustible. 3. Al 50% de su capacidad la quema de combustible no es eficiente o pueda que se esté por debajo del límite técnico. 4. Según la cláusula 3.5 del contrato de concesión y lo establecido en el D.S N1 001-2010-EM, debe avisar con una

anticipación no menor de 24 meses su decisión de abandonar la operación como reserva fría y pasar al servicio regular. 5. Los dos primeros contratos de reserva fría que ya se encuentran en operación comercial. 6. Cláusula 3.9 en los dos primeros proyectos y 4.9 en Samay.

En todos los casos, el concesionario o el operador del proyecto solventan los costos de la supervisión. Esto último establece de todas formas una dependencia del supervisor con quien le paga directamente7 y una sumisión a sus directivas. Para el caso de estos tipos de contratos promovidos por el Estado, en los cuales tiene también comprometido cierto riesgo - desabastecimiento eléctrico sino no se construye la planta - la supervisión de la obra la podría licitar el Estado, quien a través de un ente supervisor (Osinergmin en nuestro caso) la controlaría directamente. Para los casos en que las empresas quieran construir por su propia cuenta, la supervisión puede depender directa y complemente de la empresa. Es sabido que las plantas de reserva fría probablemente no operen más que en sus periodos de prueba, así que el Estado debería asegurarse que se hayan instalado equipos de fabricantes reconocidos, que un adecuado montaje de los equipos haya sido realizado durante la construcción y que un comisionado de puesta en servicio completo y de calidad haya sido llevado a cabo en todos los sistemas de la planta previo a la POC. Por mi experiencia, por la premura de la puesta en servicio, esto no siempre se hace y muchas plantas, no solo las de reserva fría, ingresan en POC con muchas deficiencias que en el mediano plazo se traducen en fallas e indisponibilidades forzosas.

Título 4: Régimen económico

Las cláusulas y textos son los mismos para los contratos de la C.R.F de Ilo y Eten, salvo que el precio por potencia en contrato de Eten se menciona en este título. Sin embargo el contrato de Ilo lo menciona solo en el formulario N5 “Carta de presentación de la oferta”, anexo al contrato.

Para el reconocimiento de la remuneración del concedente se ha establecido un pago por capacidad contratada (costo fijo) y un pago por energía, cuando opere (costo variable), los cuales son recaudados a través de un cargo que se conoce con CUCSS (Cargo unitario por compensación por seguridad del suministro), el cual se determina en base al precio del contrato ganador de la licitación y la potencia efectiva contratada. Así mismo, en el caso la central sea llamada a operar y no lo pueda hacer, deberá compensar al sistema por la energía no suministrada al costo marginal de corto plazo, que será muy elevado por la situación de emergencia del sistema eléctrico durante la cual la planta será llamada a operar. Esta condición económica estimula al concesionario a tener su planta siempre en buenas condiciones y lista para el arranque.

Es importante mencionar que las centrales de reserva fría de los dos primeros contratos no son consideradas en las transferencias de potencia, ni en las compensaciones por transmisión. Quiere decir que no recibirán ingresos por potencia como las unidades regulares del SEIN.

Para el caso de las centrales del nodo energético sur, que serán de reserva durante un tiempo y que luego entraran al parque regular de generación cuando dispongan gas, en el contrato se reconoce una Remuneración Garantizada - que es el precio por potencia del ganador de la buena pro - a través de los ingresos por potencia según lo estipulado en LCE, más un Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica, similar al CUCSS de los contratos anteriores. Los ingresos por energía se establecen según los costos marginales del sistema. Como vemos, las potencias y energías ya están sujetas a las valorizaciones y transferencias del COES.

7. En realidad todo este costo finalmente se traslada a la tarifa del usuario final.

También ya participan en los cargos por transmisión. De alguna forma, esto sincera los costos del sistema a la operación real de la planta y a la seguridad que brinda el margen de reserva que ofrecen.

Título 5 Fuerza Mayor.

En el contrato de la C.R.F de Eten la fuerza mayor se hace extensiva al concedente y al concesionario. En el contrato de la C.R.F de Ilo solo se hacía referencia al concesionario. Este cambio es importante, ya que si bien una situación de fuerza mayor demostrable puede justificar principalmente algún retraso en el cronograma de obras del concesionario, actos de terceros podrían afectar los compromisos del Estado, el desarrollo del proyecto o la operación del mismo (una sublevación militar que tome las instalaciones, un golpe de estado que desconozca el contrato, etc). Cabe destacar que en el contrato de la C.R.F de Eten ya se listan algunas situaciones de fuerza mayor que se puedan presentar durante la construcción y operación del proyecto (Art 5.2 contrato de reserva fría de Eten). En el detalle del art. 5.2 se observa que se mezclan los conceptos de casos fortuitos (accidentes de la naturaleza) y los propiamente de fuerza mayor (actos de terceros), todos como de fuerza mayor8. También se acota la responsabilidad de las partes, ya que se establecen los casos listados en el contrato como de fuerza mayor “independientemente de su previsibilidad o su impacto en la ruta crítica de las obras” 9. Esto último considero que libera al concesionario de responsabilidades – en los casos listados – por situaciones adversas que podrían haber sido anticipadas y alienta a la toma de decisiones arriesgadas en la construcción.

En los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten - cláusulas 5.6 y 5.8 - el pago de potencia efectiva no es afectado por un causal de fuerza mayor. Quiere decir, que si después de la puesta en operación comercial (POC) de la central de reserva fría esta deja de operar o limita su capacidad por fuerza mayor, se le seguirá remunerando con el ratio USD/MW-Mes establecido en el contrato. Esto es discutible, pues lo que se debería en todo caso no exigírsele al concesionario son las penalidades del contrato por la no disponibilidad de generación, pero no seguir pagando por un servicio no recibido. Considero que es una cláusula muy a favor del concesionario.

Para el caso de las centrales del nodo energético sur, en sus contratos el listado de fuerza mayor es más extenso y detallado que en C.R.F de Ilo y Eten. Por ejemplo, se mencionan actos de guerra externa, motines, actos de terrorismo, etc. También se considera como fuerza mayor la demora en obtener los permisos, licencias y autorizaciones para la construcción y operación de la planta y que no sean atribuibles al operador del proyecto. Es importante recalcar que ahora no se menciona que el pago por potencia efectiva no es afectado por un causal de fuerza mayor, es decir, no se remuneraría si es que la planta está fuera de servicio aún sea por fuerza mayor.

8. Inundaciones y derrumbes se mezclan con huelgas, por ejemplo en las cláusulas 5.2.a y 5.2.c. 9. Cita textual del contrato de Eten, cláusula 5.2.

Título 6. Penalidades, compensaciones y garantías.

En los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten se han establecidos dos tipos de carta fianza: una de garantía de fiel cumplimiento de la construcción de la central y otra de garantía de la operación, una vez que la central de reserva fría entre en servicio (POC). La garantía de fiel cumplimento está en vigencia desde el cierre del contrato hasta un mes después de la POC de la central, con un tiempo que no debería exceder de los 36 meses 10. La garantía de operación tiene vigencia desde la POC de la central hasta un mes después de la culminación del contrato. Este último tiene una duración de 20 años, el cual sería el tiempo de vigencia de esta garantía. Tanto para el contrato de la C.R.F de Ilo como para la C.R.F de Eten, las garantías de fiel cumplimiento y operación son por 10.5 millones de USD y 4.5 millones de USD, respectivamente. Las garantías de fiel cumplimiento deberían ser proporcionales al tamaño de la inversión, en este caso, debió corresponder el doble de monto para la C.R.F de Ilo, pues esta planta tiene el doble de capacidad que la de Eten y la inversión sigue esa proporción. Considero que es importante introducir legalmente estas garantías económicas para cubrir todo el proyecto, especialmente durante la operación de la central de reserva fría, pues al ser plantas que la mayor parte del tiempo estarán fuera de servicio, existe el incentivo a no tenerlas operativas y aun así reclamar el pago por potencia 11.

Para el caso de las centrales del nodo energético sur se mantienen cláusulas idénticas y un texto similar. Los montos de las garantías de fiel cumplimiento y de operación son 55 y 27.5 millones de USD, respectivamente. Se observa que son sustancialmente mayores, acorde al mayor tamaño de la planta, representando casi el 15% de la inversión en la C.R.F. de Samay.

Título 7. Terminación del contrato

Para los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten las cláusulas son las mismas. El contrato finalizará por acuerdo de las partes, por vencimiento de su plazo, por resolución del mismo y por renuncia a la condición de reserva fría 12.

Se han listado en el contrato condiciones que facultan al concedente resolver el contrato, principalmente, razones de carácter moral, técnico y financiero del lado del concesionario: a) Comprobación de declaraciones falsas después del cierre del contrato. b) 90 días de atraso en alguno de los hitos del proyecto, cuyos plazos está indicados en el contrato. c) La central no alcance la potencia del contrato o no cumpla las especificaciones técnicas requeridas en el contrato. d) Acumulación de más de 90 horas de retratos en el arranque solicitados por el COES. e) El concesionario no prorrogara las garantías según lo establecido en el contrato. f) En el caso el concesionario suscribiera contratos de suministro u operara la central comprometiendo la capacidad efectiva contratada. g) El concesionario se declara quebrado o insolvente y fuera liquidado. h) El MINEM declarase la caducidad de la autorización de generación térmica.

10. Anexo 3 –Hitos y penalidades: POC 24 meses a partir de la aprobación del EIA, el cual como máximo debe tomar 12 meses.

11. A las tasas actuales de cartas fianzas provistas por el sistema bancario autorizado por el Estado para garantizar este tipo de proyectos, el postor ganador - en el caso de la garantía por operación -tendría que pagar alrededor de 200 000 USD anuales por la comisión bancaria, monto importante que es disuasivo para evitar algún incumplimiento en la operación, ya que los inversores no querrán mellar su prestigio e historial crediticio por la ejecución de una carta fianza en su contra.

12. Que es una opción del contrato estipulada en la cláusula 3.5 de los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten.

Con respecto a esta última cláusula, como mencioné en el trabajo N2, considero que no debió ser aceptada por el concesionario como tal, pues limita el derecho a interponer una acción contenciosa administrativa. Esta cláusula debió ser complementada con un texto en el cual se detalle en qué casos se daría la caducidad de la autorización de generación térmica, entendiéndose que este hecho implica la caducidad de la concesión, por ejemplo, hacer mención al Art 36 LCE. Así mismo, debería determinarse una compensación al valor neto actual de la inversión, en el caso sea una caducidad unilateral del Estado durante la operación de la planta13.Queda abierta la posibilidad de que el Estado cancele la concesión por un motivo, por ejemplo, de suficiencia energética que en el mediano plazo, y dentro del periodo del contrato, haga innecesaria la reserva fría con diésel.

Por el lado favorable para el concesionario, este tiene la opción de resolver el contrato en un situación de fuerza mayor que no pueda superarse después de 12 meses de ocurrido el evento. Esta es quizás la única opción que tiene el concesionario para resolver el contrato, aun cuando es este quien asume la mayor parte de los riesgos de financiamiento, construcción y operación del proyecto. Por parte del Estado, el riesgo mayor es que no se construya la central o incluso, la misma terminación del contrato en el corto plazo (decimos en el corto plazo, pues el Estado está previendo las inversiones en el mediano plazo para no depender de la reserva fría, que es una generación no eficiente y contaminante), hechos que limitarían la capacidad del SEIN para actuar en una situación de emergencia del sistema. Por ello el Estado se cubre con las garantías financieras y cláusulas de rescisión de contrato, los cuales ayudan a filtrar a las empresas que estén en la capacidad de cumplir con sus compromisos en contratos de esta magnitud en los cuales obtengan la buena pro.

Es importante mencionar que para las centrales del nodo energético sur ya no aparece la cláusula de terminación de contrato que no permitía a las centrales de reserva fría suscribir contratos de potencia y energía con amparo a la capacidad de la planta. Esto les permitía a las empresas de generación tener disponible una mayor potencia de contratación y la posibilidad de un mejor respaldo financiero con los contratos que se podrían obtener con esta potencia adicional a su parque generador. Las centrales del nodo energético sur ya no son una reserva fría propiamente dicha.

Titulo 8. Solución de controversias

Los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten contienen en el mismo texto y cláusulas de este título. Se permite el arbitraje nacional e internacional, esto último necesario ya que es muy probable que las empresas inversionistas en este tipo de proyectos sean extranjeras y por los montos de dinero que podrían entrar en controversia 14. Primero, antes de ir a un arbitraje, se tiene un periodo de trato directo entre las partes para que intenten llegar a un acuerdo. En el caso no se logre el acuerdo, el caso se tienen que definir como controversia, la cual puede ser técnica y no técnica. La controversia técnica la puede resolver un perito nombrado por acuerdo de las partes. La controversia no técnica va a un arbitraje, sea nacional o internacional. Los contratos han colocado límites de dinero en controversia para decidir si el arbitraje es nacional o internacional: menor a 20 MM USD, el caso se resuelve con el arbitraje nacional de la Cámara de Comercio de Lima, en caso contrario, va al CIADI 15 ya que el Perú ha ratificado este convenio vía la Resolución Legislativa 26210.

13. Como se estipula en la LCE. Art 105. 14. Una central de 200 MW puede estar requiriendo alrededor de 100 MM de USD de inversión. 15. Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones.

Decisiones administrativas, como las que emite Osinergmin, no pueden sometidas arbitraje; sin embargo, sabemos que las consecuencias de estas decisiones en el contrato que perjudiquen a una parte si pueden ser sometidas a arbitraje. Se menciona también que el laudo que emita el arbitró será definitivo e inapelable para las partes, salvo las excepciones del art 63 –causales de anulación- del DL 1071, que son más razones de forma o de fallos en los cuales los tribunales de arbitraje excedan su competencia. La parte que pierda el arbitraje asumirá los costos de los expertos o árbitros que intervengan en el caso. Por último, el concesionario renuncia a cualquier reclamación diplomática, que se entiende podría darse posterior al laudo en su contra.

El trato de las controversias es idéntico en el caso de las centrales del nodo energético sur.

Titulo 9. Equilibrio económico y financiero

Los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten contienen en el mismo texto y cláusulas de este título. En resumen, se trata de compensar al concesionario en el caso de que sus ganancias netas 16 varíen más del 10% de lo que generalmente perciben, como consecuencia de un cambio en una ley aplicable al contrato. Esta variación debe presentarse en un periodo de 12 meses consecutivos. Las resoluciones de Osinergmin relativas a multas o sanciones por incumplimiento de responsabilidades del contrato, no son tomadas en cuenta aquí. Es el concedente, MINEM, con la opinión de Osinergmin, quien determina la validez de la compensación. Puede entenderse que esta cláusula justifica un reclamo por vía administrativa de una pérdida económica del concesionario causada por una decisión del Estado. En el caso que no sea aceptada, permite su tratamiento como una controversia, con las consideraciones del título 8.

No se hace mención de este título en los contratos de las centrales del nodo energético sur.

Título 10. Miscelaneas

Los contratos de las C.R.F de Ilo y Eten contienen en el mismo texto y cláusulas de este título. Como punto saltante se puede mencionar la obligación que se le imputa a Osinergmin de realizar el seguimiento de la construcción y la operación de la planta, así como vigilar el cumplimiento de los compromisos del contrato. Esta supervisión ya la viene realizando Osinergmin en todas las nuevas instalaciones de generación que se vienen construyendo.

Con referencia a este título, el texto del contrato de las centrales del nodo energético es muy similar a las centrales de Ilo y Eten.

16. Ingresos del contrato menos costos de operación y mantenimiento.

4. CONCLUSIONES

Se ha observado el proceso de aprendizaje en el transcurso de los contratos el cual muestra positivamente, en la recta final de los contratos del nodo energético sur, un saldo favorable para el Estado: se han aceptado garantías acorde al tamaño de las plantas y la magnitud de la inversión, así como un régimen de remuneración cercano al de competencia en la operación. De esta manera se ha complementado la competencia para el ingreso, que es la forma de competencia que se ofrece en el sistema de concesiones licitadas por el Estado. También se observa un cambio sutil en la denominación de los contratos, ya que los primeros contratos eran considerados como concesión y los contratos de las centrales del nodo energético son compromisos de inversión, que bajo el DL 973 pueden acogerse al régimen especial de recuperación anticipada del IGV. De alguna manera también las condiciones les han sido favorables a los inversionistas, hecho que se demuestra en un menor costo por potencia en las ofertas del nodo energético sur, aproximadamente un 15% menos que los primeros contratos de reserva fría, considerando que las condiciones para construcción de estas instalaciones son casi las mismas.

5. BIBLIOGRAFIA

Osinergmin: Contratos de Concesión de Reserva Fría de Generación Eléctrica y Contratos de Compromiso de Inversión Licitados por PROINVERSIÓN

Proinversión: Instalación de reserva fría de generación. Contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo”. Contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Eten”. Contrato de Compromiso de Inversión “Nodo Energético en el Sur del Perú”. Planta N°1

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