Lcw478e

Documento de proyecto
Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)
Las alianzas público-privadas en energías
renovables en América Latina y el Caribe
Manlio F. Coviello
Juan Gollán
Miguel Pérez

LC/W.478
Copyright © Naciones Unidas, mayo de 2012. Todos los derechos reservados.
Impreso en Naciones Unidas, Santiago de Chile.
El documento ha sido elaborado bajo la coordinación de Manlio F. Coviello, Jefe de la Unidad de Recursos Naturales y
Energía de la CEPAL.
El trabajo contó con los aportes sustantivos de Juan Gollán, consultor internacional, Miguel Pérez, Oficial de Asuntos
Económicos y del propio Manlio F. Coviello.
El documento se enmarca dentro de los productos del plan de actividades del proyecto financiado con cargo a Cuenta
para el Desarrollo de las Naciones Unidas: Fortalecimiento de la seguridad energética y mejoramiento del acceso a los
servicios energéticos mediante el establecimiento de asociaciones entre el sector público y el privado en materia de
energía renovable, coordinado a nivel mundial por la Comisión Económica y Social para Asia y el Pacífico (CESPAP) y
ejecutado por la CEPAL en la región latinoamericana.
Las opiniones expresadas en este documento, que no ha sido sometido a revisión editorial, son de exclusiva
responsabilidad del autor y pueden no coincidir con las de la organización.

CEPAL – Colección Documentos de proyectos Las alianzas público-privadas en energías renovables en América Latina…
3
Índice
I. Introducción..............................................................................................................................5
II. Estructura del mercado eléctrico en países de la región .........................................................7
A. Argentina...........................................................................................................................7
1. Segmentación del mercado eléctrico........................................................................7
2. Las funciones y responsabilidades de las diferentes partes interesadas ...............8
B. Brasil...............................................................................................................................11
1. Segmentación del mercado eléctrico......................................................................11
2. Las funciones y responsabilidades de las diferentes partes interesadas...............12
C. Chile................................................................................................................................14
D. Colombia.........................................................................................................................17
E. México.............................................................................................................................19
F. Perú ................................................................................................................................21
G. Uruguay ..........................................................................................................................23
III. Beneficios sociales y ambientales ligados al aprovechamiento
de las Energías Renovables ..................................................................................................25
A. Cambio climático ............................................................................................................25
B. Acceso a energía moderna.............................................................................................27
IV. Las alianzas público-privadas en energías renovables .........................................................29
A. Definiciones y Modelos de PPP .....................................................................................30
B. Encuesta global sobre PPP en energías sostenibles.....................................................32

4
V. Estudios de casos sobre PPPs en energía renovables en la región .....................................37
A. Programas de incentivos a las energías renovables en la Región ................................37
B. Ejemplos de proyectos PPPs en energías renovables en la Región .............................50
C. Discusión ........................................................................................................................54
D. Obstáculos existentes al desarrollo de proyectos de energía renovable
a través PPP...................................................................................................................56
E. Mejores prácticas............................................................................................................57
VI. Conclusiones..........................................................................................................................61
Bibliografía .....................................................................................................................................63

5
I. Introducción
La versatilidad de la electricidad, que puede ser transformada en calor, luz o movimiento mecánico, la hace
una forma de energía muy valiosa. Es así que la electricidad puede ser utilizada para iluminar una casa, cocinar
alimentos o hacer mover maquinas para procesos productivos. El acceso a la electricidad es por lo tanto crucial
para el desarrollo humano y económico.
Entre los años 80 y 90s la región de América Latina y el Caribe atravesó un proceso de reformación
importante de su sector eléctrico. En dicho proceso, la mayoría de los países de la región privatizaron parte o la
totalidad de dicho sector que históricamente estuvo en manos del estado. De esta manera, las empresas
privadas quedaron, en gran parte, a cargo de la generación, transmisión y distribución de la electricidad
mientras que el gobierno se convirtió en regulador del sector a través de instituciones creadas específicamente
con este fin. En líneas generales, este proceso y modelo fue en cierto modo exitoso y llevó a un mejoramiento
del servicio. En la mayoría de los casos, este modelo se mantiene hasta hoy.
En el periodo 2003-2008, la región latinoamericana alcanzo un crecimiento económico anual
promedio de casi 5%. Además, los países latinoamericanos han logrado resistir a la crisis económica y
financiera mundial con mayor éxito que otras regiones del mundo y están mostrando signos de recuperación
relativamente más rápidos1
. La OECD prevé que para el 2012 la región tendrá un crecimiento económico
promedio de 4,1%2
. El crecimiento económico de los países lleva asociado el incremento en la demanda
energética en la mayoría de sus formas, incluyendo la electricidad.
Si bien la región tiene una fuerte componente hídrica en su matriz energética, los combustibles fósiles
son utilizados para generar casi la mitad de la demanda eléctrica de la región causando gases de efecto
invernadero y, en algunos casos, representando un costo elevado e impredecible de la electricidad. Entre las
fuentes renovables resalta la ya mencionada hidroeléctrica, mientras que las no convencionales ocupan aun hoy
un lugar marginal en la matriz eléctrica de la región.
El elevado costo de inversión y mantenimiento, la complejidad en la construcción y retornos
económicos no siempre altos que generalmente caracteriza los proyectos en energía renovable, plantean un
desafío importante para el desarrollo de estos proyectos y la penetración de dicha tecnología en la región. Es
por lo tanto necesario explorar mecanismos que puedan ayudar a superar este desafío, particularmente en la
fase de financiamiento. Una forma de reducir la brecha de financiamiento es incorporando capitales privados a
través de las asociaciones público-privadas (PPP, por sus siglas en inglés).

1
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (2011). “Perspectivas Económicas de América Latina, 2011”.
2
Idem.

6
Durante el proceso de privatización de la década de los 80 y 90, muchos países Latinoamericanos
buscaron la participación del sector privado con el fin de incrementar la inversión en infraestructura controlando
la deuda pública, así como para deshacer la verticalidad de los servicios e incrementar la eficiencia en la gestión.
La privatización fue exitosa en aquellas áreas donde el sector público tuvo un fuerte marco normativo y donde se
diseñaron proyectos sólidos y transparentes. En otros casos, la privatización tuvo menos éxito lo que se vio
reflejado en renegociaciones frecuentes y conflictos entre las partes. A través del proceso de privatización, el
estado cambió de rol pasando de ser un proveedor tradicional de bienes públicos a ser regulador del mercado.
Tradicionalmente, las Asociaciones Público-Privadas (Public-Private Partnerships, PPP] se definieron
como un contrato legalmente vinculante entre gobierno y empresas privadas para la prestación de bienes
y servicios, delegando las responsabilidades y riesgos mayormente al socio privado.
Actualmente, sin embargo, las PPP se están volcando a un modelo en donde los sectores público y
privado se involucran en el proyecto durante todas las fases: construcción, financiación y operación,
haciéndolo así más atractivo para el sector privado ya que los riesgos son también asumidos por el gobierno.
Un gran desafío para la región es lograr un desarrollo sustentable combinando crecimiento económico,
seguridad energética, bienestar de las personas y cuidado por el medio ambiente. La seguridad energética se
está volviendo un tema crucial en las agendas de políticas internas y externas debido al cambio climático y a la
fluctuación de los precios del petróleo que impacta principalmente a los países en vías de desarrollo3
. Las
energías renovables pueden reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero en la
generación de electricidad como así también la dependencia de combustibles importados. Varios países de la
región, particularmente en América del Sur, han puesto en marcha programas para fomentar el uso de energías
renovables no convencionales en la producción de electricidad.
La mayoría de estos programas están en fase de implementación aunque se pueden identificar ya
algunos aspectos a mejorar como el acceso al crédito, y la transparencia y facilidad en los procesos. Dichos
programas tienen en común la participación del estado como regulador y promotor, y en algunos casos,
también como garante y proveedor de financiamiento; mientras que el sector privado cumple un rol
primordial en la realización y operación de la obra.
Este modelo de asociación entre el sector público y privado parece estar dando resultados positivos en
la promoción de las energías renovables no convencionales mostrando un significativo incremento de las
mismas a partir de la implementación de dichos programas a inicios de la última década.
Este informe intenta destacar la importancia de la participación privada para incrementar el uso de
energías renovables no convencionales en proyectos de mediana y gran magnitud, generalmente conectados a
una red nacional de distribución. Para tal fin, se hace una breve explicación de la segmentación del mercado
eléctrico en algunos países-target (Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú y Uruguay), y se
identifican a los actores principales del sector eléctrico. Así mismo, se mencionan los aspectos ambientales y
sociales relevantes a la energía eléctrica, particularmente el cambio climático y el acceso a la electricidad,
destacando el rol clave que las energías renovables pueden jugar en dichos aspectos.
Seguidamente se presenta una sección dedicada a las PPP incluyendo estudios de caso de los
programas que se están realizando en la región para promover las energías renovables no convencionales,
como así también de emprendimientos concretos que tienen en común la participación pública y privada.
Adicionalmente, se hace una breve reseña sobre las mejores prácticas para el desarrollo de PPP, culminando
con una sección de discusión y conclusiones finales.
La investigación de este informe se llevó a cabo mediante la recolección de información accesible
públicamente, así como a través de encuestas y entrevistas realizadas a personas claves dentro de los entes
gubernamentales encargados del sector eléctrico de 13 países de América Latina y el Caribe, que fueron
identificadas e inicialmente contactadas por la CEPAL.
La información recolectada fue analizada y seleccionada, refiriéndose a los contactos gubernamentales para
completar y profundizar la información de acuerdo a lo necesario. La información recopilada y analizada se
presenta abajo.

3
Sánchez, T. (2010). “The Hidden Energy Crisis, How Policies are Failing the World’s Poor”. Practical Action Publishing.

7
II. Estructura del mercado eléctrico
en países de la región
A. Argentina
1. Segmentación del mercado eléctrico
A principios de la década del 90 el sector eléctrico en Argentina experimenta un proceso de transformación y
reorganización importante a causa de la privatización de varias empresas estatales encargadas de generar,
distribuir y transportar la energía eléctrica. Actualmente, el sector eléctrico está segmentado entre actores
encargados de la generación, transmisión y distribución. La generación tiene lugar en un mercado competitivo
y mayormente liberalizado. Los sectores de la transmisión y distribución, por otro lado, se encuentran
mayormente regulados y son menos competitivos que el sector de la generación.
La segmentación de la cadena productiva establece limitaciones a la propiedad en escalones sucesivos.
Así, por ejemplo, un transportista de energía eléctrica no puede ser a su vez generador o distribuidor. Esta
segmentación sirve como herramienta para defender a los usuarios, evitando la conformación de monopolios u
oligopolios que traigan como consecuencia que un grupo económico haga abuso de una posición dominante,
y obtenga así una renta diferencial4
.
Argentina cuenta con dos sistemas interconectados para la distribución eléctrica. El Sistema Argentino
de Interconexión (SADI) cubre las zonas norte y central del país mientras que el Sistema Interconectado
Patagónico (SIP) cubre el sur del país. Ambos sistemas están integrados desde el 2006.
La generación eléctrica en el país se basa principalmente en centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares,
con una pequeña fracción importada gracias a acuerdos binacionales con Brasil y Paraguay (ver Gráfico 1).

4
Zambon, F. y Gómez, R. (2006). “La segmentación vertical en el Marco Regulatorio Eléctrico Argentino”. Presentación para
Congreso Internacional de Distribución Eléctrica, Argentina 2006.

8
6%
57%
35%
2%
Núclear Térmica Hidráulica Importación
GRÁFICO 1
PORCENTAJE DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN ARGENTINA SEGÚN FUENTE, 2010
Fuente: CAMMESA 2010.

El fuerte crecimiento económico vivido por el país desde la recesión económica del 2001 ha llevado a un
incremento de la demanda eléctrica en relación al crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI)5
. La creciente
demanda eléctrica está impulsando el aumento de la producción energética como así también la expansión y
mejoramiento de las redes de distribución en el país. Argentina posee un elevado porcentaje de electrificación
(95%), pero una proporción importante de su población rural (30%) carece de servicio eléctrico aún 6
.
El Programa Nacional de uso Racional del la Energía (PRONUREE) tiene como objetivo concientizar
la población en el rol que tiene la sociedad, y de cada decisión que tomamos a diario, para lograr un uso más
racional de la energía. El programa apunta a los sectores residencial, industrial, agropecuario y de transporte,
sea público o privado7
.
2. Las funciones y responsabilidades de las
diferentes partes interesadas
La Secretaria de Energía, dependencia del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, está
a cargo las políticas sectoriales, mientras que el Ente Regulador de la Energía – ENRE tiene a cargo la
supervisión y regulación general de la actividad eléctrica – generación, transmisión y distribución. Por último, la
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) agrupa a
generadores, transportistas, distribuidores de energía eléctrica y grandes consumidores, y está a cargo de
planificar la operación del Sistema Interconectado para cubrir la demanda con un nivel de reserva acordado entre
las partes. El cuadro 1 resume las funciones y responsabilidades de las partes relevantes a la actividad eléctrica.

5
Basado en estadísticas de CAMMESA (2010) sobre la evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica vs. PBI.
6
Instituto Nacional de Tecnología Industrial (2008).
7
Secretaría de Energía. Visto el 16 de Julio, 2011 de http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2892>.

9
CUADRO 1
FUNCIONES Y RESPONSABILIDADES DE LAS PARTES RELEVANTES A LA ACTIVIDAD
ELÉCTRICA EN ARGENTINA.
Ente Funciones principales Responsabilidades
Secretaria de Energía Políticas sectoriales • Elaboración, propuesta y ejecución de la política nacional en materia de
Energía.
• Estudiar y analizar el comportamiento de los mercados energéticos,
elaborando el planeamiento estratégico en materia de energía eléctrica,
hidrocarburos y otros combustibles.
• Conducir las acciones tendientes a aplicar la política sectorial con respeto
por el medio ambiente.
• Efectuar la propuesta y control de la ejecución de la política nacional de
hidrocarburos y carbón mineral y otros combustibles.
• Promover y supervisar la explotación racional de los recursos
hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas de la
industria petrolera.
Ente Nacional Regulador
de la Electricidad - ENRE
Supervisión y regulación
general de la industria
eléctrica
• Hacer cumplir los contratos de concesión.
• Controlar la calidad de servicio
• Velar por la protección de la de la propiedad el medio ambiente y la
seguridad pública.
• Dictar reglamentos en materia de seguridad normas técnicas y calidad de
servicio.
• Autorizar las ampliaciones del sistema de transporte.
• Autorizar la utilización de la capacidad de transporte existente.
• Organizar y aplicar un régimen de audiencias públicas y dar a publicidad
sus decisiones.
• Reglamentar y controlar la aplicación de sanciones por violaciones a las
disposiciones vigentes.
• Establecer las bases para el cálculo de tarifas reguladas y controlar su
aplicación
• Prevenir conductas anticompetitivas monopólicas o discriminatorias.
Compañía Administradora
del Mercado Mayorista
Eléctrico Sociedad
Anónima (CAMMESA)
Administrar el mercado
eléctrico mayorista
• Administrar las transacciones económicas en el MEM (en particular,
recaudar entre todos los usuarios del sistema de transporte los pagos que
deben efectuar para cubrir los costos de la función de transporte y pagar a
los Transportista su remuneración).
• Analizar las solicitudes de acceso y de ampliaciones.
• Evaluar la participación de los usuarios en los beneficios de la ampliación.
• Coordinar la instalación de equipamientos de control.
• Realizar propuestas para la optimización del SADI.
• Suministrar al ENRE la información requerida para el control de la
calidad de servicio a los concesionarios del sistema transporte.
• Planificar la operación óptima del sistema, incluyendo la coordinación de
los mantenimientos en el sistema de transporte, de manera tal que en
ningún momento algún área pueda tener un déficit en su suministro. Para
eso cada tres meses se realiza una reunión con todos los Transportistas y
los Generadores.
• Coordinar la operación de todo el sistema argentino de interconexión.
Supervisar el despacho de potencia reactiva.
• Analizar las perturbaciones que se produzcan en el sistema para encontrar
las causas y proponer soluciones.
(continúa)

10
Cuadro 1 (conclusión)
Consejo federal de
Energía Eléctrica (CfEE)
Administrador y asesor en
temas relacionados a las
políticas sectoriales
• Administrar fondos específicos para el sector eléctrico.
• Asesorar al Poder Ejecutivo Nacional y Gobiernos Provinciales sobre la
industria eléctrica, los servicios públicos o privados de energía, las
prioridades en la ejecución de estudios y obras, concesiones y
autorizaciones, precios y tarifas del sector eléctrico.
• Aconsejar modificaciones a la legislación pertinente.
Empresa Energía
Argentina S.A.
(ENARSA)
Ejecución de proyectos y
titularidad para
concesiones de
explotación de recursos
energéticos
• Exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos,
transporte, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización
de estos productos y sus derivados.
• Prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural,
a cuyo efecto podrá elaborarlos, procesarlos, refinarlos, comprarlos.
• Generar, transportar, distribuir y comercializar energía eléctrica y realizar
actividades de comercio vinculadas con bienes energéticos.
Productores, transportistas
y distribuidores privados

Fuente: Elaborado por los autores.
La Ley 24.065 da el Marco Regulatorio a la Industria Eléctrica, estableciendo la segregación de las
actividades entre diferentes agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): generadores, distribuidores,
grandes usuarios y transportistas de la energía eléctrica.
Las tarifas eléctricas las define la Secretaría de Energía y el Ente Nacional Regulador de la
Electricidad (ENRE), quien está encargado de controlar los cuadros tarifarios establecidos a nivel nacional.
Cada Provincia tiene un mecanismo equivalente de controlador de los cuadros tarifarios definidos en cada
jurisdicción. La legislación establece que las tarifas deben ser justas, debiendo posibilitar una razonable tasa de
rentabilidad a aquellas empresas que operen con eficiencia y eficacia.
El régimen tarifario nacional establece tarifas máximas para periodos tarifarios determinados (de 10
años el primero y de 5 años los sucesivos), tomando en cuenta los costos de adquisición en el MEM y los
costos propios de distribución – operación, mantenimiento y gastos de comercialización de las redes. Durante
dicho periodo, las tarifas están sujetas a ajustes únicamente según las variaciones en los costos de compra de
energía y su transporte en el MEM.
La tasa de rentabilidad con que se calculan las tarifas máximas futuras tiene relación con el grado de
eficiencia y eficacia operativa de la empresa de acuerdo a un promedio de la industria, a la de otras actividades
de riesgo similar o comparable nacional o internacionalmente
Las tarifas son sujetas a ajustes trimestralmente. Las variables que inciden en el cálculo de los valores
tarifarios y que calcula trimestralmente CAMMESA incluyen: el precio estacional de la potencia despachada
base y de confiabilidad, el precio estacional de la reserva de potencia, el precio estacional de los servicios
asociados a la potencia, el precio estacional de la energía en los horarios de punta, el cargo estacional por
energía adicional y cargos fijos de transporte en la red nacional.

11
74%
3%
6%
1%
3%
5%
3%
1%
5%
Hidro Nuclear Gas natural
Carbón mineral Derivados de petróleo Biomasa
Gas industrial Eólica Importación
B. Brasil
En 1996 Brasil inicio un proceso de reestructuración del sector eléctrico el cual resalto la necesidad de dividir
los segmentos de generación, transmisión y distribución de electricidad como así también incentivar la
competencia en los segmentos de generación y comercialización, y mantener bajo reglamentación del Estado a
los sectores de distribución y transmisión de energía eléctrica por ser considerados como monopolios naturales.
Este proceso llevó a la creación de un órgano regulador (Agencia Nacional de Energía Eléctrica –
ANEEL), de un operador para el sistema eléctrico nacional (Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS)
y una plataforma para la realización de las transacciones de compra y venta de energía eléctrica (Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica – MAE). La crisis energética sufrida por el país en el 2001, debido a niveles
muy bajos en las represas a causa de escasez de lluvias, dio lugar a un nuevo modelo del sector eléctrico con
nuevas instituciones a cargo de la planificación, monitoreo de la seguridad en el suministro de energía eléctrica
y la comercialización de esta. Ver gráfico 2.
El estado federal mantiene una participación importante en la generación, a través de la propiedad de
las principales empresas de generación hidráulica (el 80% de la generación permanece en manos del Estado a
través de la empresa estatal Eletrobras).
Como se aprecia en el Gráfico 2, la hidroelectricidad ocupa un rol primordial en la matriz eléctrica
brasilera con un 74% de la producción proveniente de esa fuente. El remanente de la matriz está bien
diversificado entre combustibles fósiles, biomasa y nuclear. Cabe destacar que la presencia de energías
renovables en la matriz eléctrica brasilera es mayor a la media mundial y a la de la OECD8
. En el 2008, la
cobertura eléctrica alcanza el 95% del país según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL).
GRÁFICO 2
PORCENTAJE DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN BRASIL SEGÚN FUENTE, 2010
Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Brasil.

8
Ministerio de Energía y Minas de Brasil (2010).

12
2. Las funciones y responsabilidades de las diferentes partes interesadas
El Nuevo Modelo del Sector Eléctrico Brasileño creó nuevas instituciones y alteró funciones de algunas
instituciones ya existentes.
El organismo regulador de la electricidad es ANEEL quien tiene como funciones regular y fiscalizar la
producción, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica, conforme a las políticas y
directrices del gobierno federal. ANEEL tiene competencia también en el otorgar los derechos de explotación
de servicios eléctricos.
A raíz de diversas crisis energéticas en el país, en el 2004, el Gobierno Federal decidió implementar un
nuevo modelo para el sector eléctrico por medio de la Ley 10.847 y 10.848, manteniendo la formulación de
políticas para el sector eléctrico como una atribución del Poder Ejecutivo, a través de MME, con el asesoramiento
del Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) y el Congreso Nacional. El Cuadro 2 resume los actores
principales del sector eléctrico como así también sus funciones y responsabilidades.
CUADRO 2
ELÉCTRICA EN BRASIL
Agencia Nacional de
Energía Eléctrica (ANEEL)
Regular y fiscalizar la
producción, transmisión,
distribución y comercialización
de energía eléctrica
• Regular los precios y otros aspectos de la industria eléctrica.
• Llevar a cabo subastas para otorgar concesiones a empresas
eléctricas.
• Supervisar los contratos de concesión.
Ministerio de Energía y
Minas (MME)
Dirigir las políticas energéticas
del país
• Formular e implementar políticas para el sector energético, de
acuerdo con las pautas definidas por el CNPE.
• Liderar la planificación del sector energético nacional.
• Monitorear la seguridad del suministro del Sector Eléctrico
Brasileño.
• Definir acciones preventivas para restaurar la seguridad de
suministro en el caso de desequilibrios entre oferta y demanda de
energía.
Consejo Nacional de
Política Energética (CNPE)
Acompañar y evaluar la
continuidad y la seguridad del
suministro eléctrico en todo el
territorio nacional.
• Supervisar el desarrollo de las actividades de generación,
transmisión, distribución, comercialización, importación y
exportación de energía eléctrica
• Evaluar las condiciones de abastecimiento y de atención, y
realizar análisis de seguridad periódicamente
• Identificar dificultades y obstáculos que afecten la regularidad y
la seguridad de abastecimiento y expansión del sector
• Elaborar propuestas para ajustes y acciones preventivas que
puedan restaurar la seguridad en el abastecimiento y en la
atención eléctrica.
Departamento de Desarrollo
Energético (DDE)
Coordinador de desarrollo de
energías alternativas
• Coordinar las acciones y planes estratégicos para aplicar las
políticas nacionales de desarrollo de energías alternativas,
eficiencia energética y la sostenibilidad ambiental.
Comité de Monitoreo del
Sector Eléctrico (CMSE)
Acompañar y evaluar la
continuidad y la seguridad del
suministro eléctrico en todo el
• Supervisar el desarrollo de las actividades de generación,
transmisión, distribución, comercialización, importación y
exportación de energía eléctrica
• Evaluar las condiciones de abastecimiento y de atención.
• Identificar dificultades y obstáculos que afecten la regularidad y
la seguridad del abastecimiento y expansión del sector
(continúa)

13
Empresa de Investigación
Energética (EPE)
Prestar servicios en el área de
estudios e investigaciones
destinadas a subsidiar la
planificación del sector
energético.
• Elaborar propuestas para ajustes y acciones preventivas que
puedan restaurar la seguridad en el abastecimiento y en la
atención eléctrica.
• Realizar estudios y proyecciones de la matriz energética
brasileña, ejecución de estudios que propicien la planificación
integrada de recursos energéticos
• Desarrollar estudios que propicien la planificación de expansión
de la generación y de la transmisión de energía eléctrica de corto,
mediano y largo plazos.
• Realizar análisis de factibilidad técnico-económica y socio-
ambiental de plantas, así como la obtención de la licencia
ambiental previa para aprovechamientos hidroeléctricos y de
transmisión de energía eléctrica.
Operador Nacional del
Sistema Eléctrico (ONS)
Operar, supervisar y controlar la
generación de energía eléctrica
en el sistema interconectado
nacional y administrar la red
básica de transmisión de energía
eléctrica en Brasil.
• Atender los requisitos de carga, optimizar costos y garantizar la
confiabilidad del sistema, definiendo también las condiciones de
acceso a la red de transmisión en alta tensión del país.
Cámara de
Comercialización de
Energía Eléctrica (CCEE)
Regular el Mercado Eléctrico
Mayorista
• Verificación del Precio de Liquidación de Diferencias
• Contabilizar los montos de energía eléctrica comercializados.
• Llevar a cabo la liquidación financiera de los valores resultantes
de las operaciones de compra y venta de energía eléctrica
realizada en el mercado de corto plazo.
• Realizar subastas de compra y venta de energía por delegación
de ANEEL.
Electrobras Implementación de proyectos.
Tiene a cargo la ejecución del
Programa de Incentivo para
Fuentes Alternativas de Energia
Eléctrica (PROINFA)
• Explotación y servicios en generación, transmisión y distribución
de electricidad.
Productores privados
Entre los años 70 y 90, Brasil tenía una tarifa única de energía eléctrica lo que garantizaba la
remuneración de las concesionarias, independientemente de su eficiencia. Esto condujo a que las empresas
menos eficientes fueran mantenidas por aquellas más eficientes, y por el Estado Federal.
Este esquema tarifario no incentivaba a las empresas a mejorar la eficiencia y a realizar nuevas
inversiones en el sector, llevando a un estancamiento de este. En este contexto surge la Ley 8.631/1993 por la
cual el precio de la electricidad pasa a tomar en cuenta las características específicas de cada área de concesión.
De esta manera, peculiaridades tales como distancia de distribución, el tamaño del mercado, el costo de
generación y los impuestos estatales entre otras pasaron a ser parte fundamental en el cálculo de las tarifas
eléctricas en el país. El costo de la electricidad no puede superar un precio máximo (o “Precio Techo”) el cual es
definido por ANEEL, encargado de regularizar las tarifas eléctricas en el país. La tarifa eléctrica en Brasil se
distribuye aproximadamente en: 31% compra de energía, 6% transmisión, 29% distribución, y 33% impuestos9
.

9
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (2008) “Por dentro da conta da luz”.

14
35%
1%
1%
31%
16%
16%
Hidráulic Eólica Biomasa Gas natural Diesel/fuel oil Carbón/petróleo
C. Chile
En el año 1982 Chile promulga la ley DFL No 1/1982 a través de la cual se introduce la competencia y
privatización del sector eléctrico descentralizando la producción, transmisión y distribución de la
electricidad10
, un modelo innovador para la región. Se fomenta así que las empresas de generación puedan
suscribir libremente contratos de abastecimiento con clientes y empresas distribuidoras11
.
Como se muestra en el Gráfico 3, la producción de electricidad en Chile está dominada por fuentes
térmicas con una participación del 35% de fuentes hidráulicas y un 1% de eólica.
El país cuenta con cuatro sistemas interconectados: Central, Norte Grande, Magallanes y Aysén.
Acorde a la actividad productiva del país, el mayor consumo de energía eléctrica se debe a la actividad minera
seguida por otras industrias, el sector residencial y el comercial y público. La actividad minera a gran escala se
encuentra mayormente en el norte del país12
donde la electricidad es generada principalmente por centrales
térmicas que utilizan combustibles fósiles tales como carbón, líquidos y gas natural.
GRÁFICO 3
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN CHILE SEGÚN FUENTE, 2010
Fuente: Elaboración propia a través de datos de la Comisión Nacional de Energía.
En Febrero de 2010, Chile crea el Ministerio de Energía con funciones, entre otras, en las áreas de mercado
energético, energías renovables, eficiencia energética, medio ambiente y desarrollo sustentable, acceso a la
energía rural y socialmente, estudios y desarrollo energético.
Además del Ministerio de Energía, otras instituciones claves del sector incluyen la Superintendencia
de Electricidad y Combustibles (SEC), el Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos y los
Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). El Cuadro 3 da detalle sobre las funciones y
responsabilidades de estos y otros actores del sector eléctrico.

10
Aguirre, F. (2009). “Sector Eléctrico en Chile, Evolución del Negocio y sus Precios”. Presentacion para Conferencia Banco
BCIE. Antofagasta, Chile, 30 Septiembre 2008.
11
Comisión Nacional de Energía y Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH (2009). “Las Energías
Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno”.
12
Ministerio de Minería de Chile.

15
Las actividades de generación, transporte y distribución de electricidad son desarrolladas en Chile por el
sector privado, cumpliendo el Estado una función reguladora, fiscalizadora y subsidiaria, cuando el mercado no
es capaz de dar soluciones a costos razonables en segmentos donde es socialmente conveniente otorgarlas.
Tanto la distribución como la transmisión son monopolios naturales, y la ley establece procedimientos
para determinar las tarifas (o “peajes”) que deben pagar los usuarios de las redes. Por el contrario, las
economías de escala no son importantes en generación y es posible la competencia.
CUADRO 3
ELÉCTRICA EN CHILE.
Ministerio de Energía Políticas sectoriales • Preparar, dentro del marco del plan nacional de desarrollo, los planes y
políticas para el sector energía y proponerlos al Presidente de la
República para su aprobación;
• Estudiar y preparar las proyecciones de la demanda y oferta nacional de
energía que deriven de la revisión periódica de los planes y políticas del
sector;
• Contratar con personas naturales o jurídicas, públicas o privadas,
nacionales o extranjeras, los estudios generales relacionados con el
funcionamiento y desarrollo integral del sector, así como los de pre-
factibilidad y factibilidad que sean necesarios para la formulación y
ejecución de los planes y políticas energéticas;
• Elaborar, coordinar, proponer y dictar según corresponda, las normas
aplicables al sector energía que sea necesario dictar para el cumplimiento
de los planes y políticas energéticas de carácter general así como para la
eficiencia energética.
• Fijar, mediante resolución, los estándares mínimos de eficiencia
energética que deberán cumplir los productos, máquinas, instrumentos,
equipos, artefactos, aparatos y materiales que utilicen cualquier tipo de
recurso energético, para su comercialización en el país;
• A través de la División de Energías Renovables no Convencionales:
• Desarrollar las políticas del sector analizando y fomentando los
mercados de energías renovables no convencionales.
Ministerio de Economía Regulación de tarifas • Fijar las tarifas de distribución eléctrica,
• Fijar los precios de nudo
• Resolver los conflictos entre los miembros de los CDEC
• Otorgar las concesiones definitivas previo informe de la SEC.
•
La Comisión Nacional de
Energía (CNE)
Centro de Energías
Renovables (CER)/
Corporación de Fomento
de la Producción
(CORFO)
Información y promoción
• Elaborar y coordinar los planes, políticas y normas necesarias para el
buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional
• Asesorar a los organismos de Gobierno en todas aquellas materias
relacionadas con la energía. Calcular los precios regulados que la
legislación ha establecido (informes técnicos).
• Informa al Ministerio de Economía cuando se plantean divergencias
entre los miembros de los CDEC, a objeto que dicho ministerio resuelva.
• Apoyo de Proyectos de Energías Renovables no Convencionales
(ERNC):
• Atender inquietudes de actores del mercado, generando documentos
técnicos, organizando mesas de trabajo y orientando el desarrollo de
futuras iniciativas.
(continúa)

16
Promoción y Difusión de ERNC:
• Difusión de las ERNC a nivel nacional, a través de cursos, talleres,
seminarios, capacitaciones, encuentros y actividades relacionadas, con el
objeto de formar capacidades y educar a la comunidad.
Centro de Información
• Almacenamiento y generación de antecedentes relacionados con el
mercado, tecnología y desarrollo de ERNC.
Superintendencia de
Electricidad y
Combustibles (SEC)
Vigilar la adecuada
operación de los servicios
de electricidad, gas y
combustibles, en términos
de su seguridad, calidad y
precio.
• Fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y
normativas.
• Otorgar las concesiones provisionales de plantas productoras de gas, de
centrales productoras de energía eléctrica, de subestaciones eléctricas, de
líneas de transporte y de líneas de distribución de energía eléctrica.
• Resolver conflictos, autorizar servidumbres, amonestar y aplicar multas
entre otras.
•
Centros de Despacho
Económico de Carga
(CDEC)
Coordina el mercado
eléctrico mayorista
• Organismos sin personería jurídica, integrados por las principales
empresas generadoras de cada sistema eléctrico, que regulan el
funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de
transmisión que funcionan interconectadas en el correspondiente sistema
eléctrico.
• Encargado de planificar la operación óptima del sistema y de valorar
económicamente las transferencias de energía que se producen entre
todos los generadores.
Generadores,
transportistas y
distribuidores privados

La legislación Chilena vigente para la fijación de precios de la electricidad establece como primordial
que las tarifas reflejen los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a
una operación eficiente.
Uno de los criterios generales es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan
condiciones de competencia. Por otro lado, hay sectores donde las características del mercado son de
monopolio natural (por ejemplo entre los usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000
kW) y por lo tanto afectos a regulación de precios.
Para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es superior a 2.000 kW, la Ley dispone la
libertad de precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras
formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras. Al primer grupo de
clientes se denomina cliente regulado y al segundo, cliente libre. Cabe destacar que los aquellos clientes que
posean una potencia conectada superior a 500 kW pueden elegir si adherirse al régimen libre o al regulado.
En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada de generación la
Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:
1. Precios a nivel de generación-transporte, denominados "Precios de Nudo" que son definidos
para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de
nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta;
2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del
precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un valor agregado
por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.
Existen tres mercados en donde los generadores pueden comercializar su energía y potencia:

17
67%0%
5%
28%
Hidráulica Eólica Carbón Gas natural
1. Mercado de grandes consumidores, a precio libremente acordado;
2. Mercado de las empresas distribuidoras, a Precio de Nudo, tratándose de electricidad destinada a
clientes de precio regulado; y
3. El Centro de Despacho Económico de Carga del respectivo sistema (CDEC), a costo marginal
horario.
El precio que las empresas distribuidoras pueden cobrar a usuarios ubicados en su zona de
distribución, por efectuar el servicio de distribución de electricidad, se calcula sumando el Precio de Nudo, el
Valor Agregado de Distribución, y el Cargo Único por uso del Sistema Troncal.
D. Colombia
En 1994 se aprobó un nuevo marco regulatorio para el sector eléctrico mediante leyes que dieron la posibilidad
de participación a las empresas privadas y crearon entidades públicas para la regulación del sector.
La Ley 143 reafirmó la posibilidad de participación privada en los negocios eléctricos, creando un
mercado mayorista de la electricidad y definiendo los procedimientos y mecanismos para regular las
actividades del sector. La industria eléctrica se dividió en cuatro actividades (generación, transmisión,
distribución y comercialización), quedando cada una de ellas bajo una regulación específica. Los segmentos de
generación y comercialización se definieron como competitivos (o potencialmente competitivos), mientras que
las actividades de transmisión y distribución quedaron definidas como monopolios sujetos a regulación. Se
estableció como regla general la introducción de competencia donde fuera posible y la regulación de las
actividades monopolísticas.
Colombia llevo a cabo así la reorganización de su mercado eléctrico pasando de un esquema de
provisión pública a uno con una fuerte presencia de la participación privada competitiva en la generación y
comercialización, como así también en el transporte y distribución identificados como naturalmente monopólicos
por lo que son regulados a través de organismos gubernamentales creados con ese fin. El gobierno paso así a
cumplir el rol de regulador creando un organismo regulador (Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG)
y un organismo de control (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD).
GRÁFICO 4
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN COLOMBIA SEGÚN FUENTE, 2009
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Como se aprecia en el Gráfico 4, la mayoría de la generación eléctrica en Colombia es a base de
fuentes hidráulicas seguida por gas natural y carbón. La eólica y las otras (que incluyen ciclos combinados de
centrales eléctricas) se encuentran muy por debajo de las otras.

18
Colombia cuenta con un número de entidades público y privadas que participan en el sector eléctrico. El
Ministerio de Minas y Energía engloba a las unidades de planeación y regulación del sector, mientras que en el
mercado mayorista se ven actores del sector privado primordialmente. El Cuadro 4 presenta las funciones y
responsabilidades de estos y otros actores del sector eléctrico.
CUADRO 4
ELÉCTRICA EN COLOMBIA
Ente Funciones principales Responsabilidades principales
Ministerio de Minas y Energía Dirección/Políticas
sectoriales
A cargo de las políticas sobre generación, transmisión, interconexión,
distribución.
Establecimiento de normas técnicas en materia de energía eléctrica,
sobre el uso racional de energía y el desarrollo de fuentes alternas.
Unidad de Planeación Minero
Energéticas (UPME)
Planeación Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los
agentes económicos del país.
Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en
cuenta los recursos minero-energéticos existentes, convencionales y no
convencionales
Elaborar y actualizar el Plan Nacional Minero, el Plan Energético
Nacional, el Plan de Expansión del sector eléctrico.
Realizar diagnósticos que permitan la formulación de planes y
programas del sector minero-energético.
Diseñar y establecer de manera prioritaria los planes, programas y
proyectos relacionados con el ahorro, conservación y uso eficiente de
la energía
Elaborar los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional
Comisión de Regulación de
Energía y Gas (CREG)
Regulación del sector y
fijación de tarifas
Preparar proyectos de ley para someter a la consideración del gobierno,
y recomendarle la adopción de los decretos reglamentarios que se
necesiten.
Vigilar el cumplimiento de las regulaciones por parte de las empresas
privadas que brinden servicio público.
Definir los criterios de eficiencia y desarrollar indicadores y modelos
para evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las
empresas de servicios públicos.
Fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de
servicios públicos en la prestación del servicio.
Consejo Nacional de Operación Operadores del mercado Acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación del
sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica
Ejecutor del Reglamento de Operación.
Superintendencia de servicios
públicos
Control y vigilancia Vigila y controla que:
Las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios cumplan
con las leyes vigentes.
Que las Empresas de Servicios Públicos cumplan con los indicadores
de gestión señalados por las Comisiones de Regulación.
Que las obras, equipos y procedimientos cumplan con los requisitos
técnicos señalados por los Ministerios.
(continúa)

19
Ente Funciones principales Responsabilidades principales
XM Compañía de Expertos en
Mercados S.A ESP
Planeación y coordinación
de la operación de los
recursos del Sistema
Interconectado Nacional
Brindar servicios de planeación y coordinación de la operación de los
recursos del Sistema Interconectado Nacional y la administración del
Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) de energía eléctrica en el
Mercado Mayorista
Liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del
sistema interconectado nacional
Comité Asesor de
Comercialización (CAC)
Asesoramiento en el
seguimiento y la revisión de
los aspectos comerciales del
Mercado de Energía
Mayorista.
Asesorar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas en:
Seguimiento del SIC incluyendo índices de desempeño del
Administrador del SIC.
Realizar una revisión anual de los procedimientos del SIC
Analizar y recomendar cambios a las reglas comerciales de la Bolsa y
de la actividad de comercialización en el mercado mayorista.
Realizar el seguimiento general de litigios, arbitrajes, o cualquier otro
proceso que afecte al SIC.
Generadores, trasmisores,
distribuidores y
comercializadores
Desde el punto de vista del marco regulatorio, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)
da un tratamiento de libre competencia a las empresas que participan en la generación y comercialización, y de
monopolio a las que participan en el negocio de transmisión y distribución.
Las tarifas de la energía eléctrica son reguladas por la CREG, mediante resoluciones que en principio
tienen vigencia por cinco años. La tarifas definidas en pesos por kilovatio hora ($/kWh), tiene como base de
cálculo el costo unitario (CU) de la provisión, el cual toma en cuenta la sumatoria del costo por unidad de la
generación, transmisión, distribución, comercialización y pérdidas del sistema. El CU también toma en cuenta
si el consumo es residencial o industrial. Para el caso residencial, el costo por la electricidad es estratificado,
siendo subsidiado para los consumidores de bajos recursos, incrementándose a través de sobretasas a aquellos
con mayor ingreso y consumo.
En la provisión del servicio eléctrico participan cuatro actores (generación, transmisión, distribución y
comercialización) que enfrentan distintas condiciones de mercado, lo cual lleva a que el regulador considere
criterios especiales para cada uno de ellos a la hora de definir el costo unitario. Las tarifas se actualizan de
acuerdo con los índices de precios que define la CREG.
E. México
Si bien la participación privada en el sector eléctrico mexicano incremento desde la reforma de la Ley del
Servicio Público de Energía Eléctrica, el estado sigue teniendo la mayoría de participación en dicho sector, a
través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), creada en 1937 con el objetivo de organizar y dirigir un
sistema nacional de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
Las compañías eléctricas paraestatales (CFE y LFC) representan el 76% de la capacidad instalada,
mientras que la participación privada (PIE, autoabastecimiento y cogeneración) es del orden del 20%. En total,
los productores externos suman el 23.9% de la capacidad de generación instalada en México, incluyendo a
PEMEX. Cabe señalar que antes de la modificación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1993,
la participación privada estaba limitada, alcanzando una capacidad instalada de aproximadamente 600 MW en
1992. Desde entonces la expansión del sector eléctrico mexicano se ha basado en la participación privada.

20
12%
0%
41%
3%
4%
4%
33%
Hidráulic Eólica Hidrocarburos Geotermia Carbón Nuclear Productores independientes (termoeléctrica)
GRÁFICO 5
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN MÉXICO SEGÚN FUENTE, 2011
Fuente: Comisión Federal de Electricidad.
México cuenta con una cartera reducida y bien definida de actores en el sector eléctrico. Como se indica en el
Cuadro 5, la Secretaria de Energía está a cargo de las políticas sectoriales mientras que la Comisión Regulador
de Energía (CRE) está a cargo de regular a los productores eléctricos privados. La Comisión Federal de
Electricidad (CFE) es una empresa del gobierno mexicano que genera, transmite, distribuye y comercializa en
mayor parte la energía eléctrica del país. La CFE es también la entidad del gobierno federal encargada de la
planeación del sistema eléctrico nacional. Cabe destacar que el 22.68% de la capacidad instalada en el país
corresponde a Productores Independientes de Energía, siendo el resto de la CFE.
CUADRO 5
ELÉCTRICA EN MÉXICO
Ente Función Responsabilidades
Secretaria de Energía Políticas sectoriales Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de generación
e importación de energía eléctrica y los suministradores del servicio público.
Otorgamiento de permisos para la generación de energía eléctrica
Participar en la determinación de las tarifas para el suministro y venta de
energía eléctrica.
Aprobar las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por la
adquisición de energía eléctrica y para los servicios de conducción,
transformación y entrega de energía eléctrica.
La Comisión Reguladora
de Energía (CRE)
Regulador del sector
eléctrico
Regular las industrias de gas natural y electricidad de los productores
privados de energía
Comisión Federal de
Electricidad (CFE)
Compañía eléctrica estatal Genera, transmite, distribuye y comercializa la mayoría de la energía
eléctrica del país.
Productores
Independientes de Energía
Compañías eléctricas Generación de energía eléctrica.

21
Las tarifas eléctricas están sujetas a ajustes mensuales con excepción de las tarifas domesticas
(excepto aquellas de alto consumo), la agrícola, y las de servicios públicos las cuales se calculan basándose en
factores fijos, mientras que las otras basándose en factores variables.
Los factores fijos se autorizan mediante acuerdos específicos y toman en cuenta la estimación de la
evolución inflacionaria esperada. Por su parte, los ajustes variables se basan en sobre todo en el precio de los
combustibles fósiles.
Las instituciones involucradas en el desarrollo de proyectos de energías renovables son la CRE y la
CFE principalmente, aunque el sector privado puede ejecutarlos en el esquema de autoabastecimiento según
sus plazos e intereses.
La CFE, a través de su programa de obras e inversiones13
, planea a 15 años sus requerimientos de
capacidad y transmisión para suministrar la demanda eléctrica nacional y en dicho documento se identifican las
tecnologías que requerirá CFE en las diferentes regiones donde se prevé expansión en la demanda. En dicho
documento se indica un total de 540 MW de potencia geotérmica y 809.2 MW de eólico que se encuentran en
fase de licitación, factibilidad o pre-factibilidad.
F. Perú
Al igual que muchos países en la región, Perú inicio un proceso de reformación del sector eléctrico a principios
de los años noventa a través de la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844 que dio lugar a la privatización del
sector en tres pilares: generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica14
. A partir de estos
cambios, el Estado paso a cumplir una labor básicamente normativa, supervisora y de fijación de tarifas
creando una institución reguladora denominada OSINERG (hoy OSINERGMIN ya que se le agrego una
componente para la actividad minera) encargada de regular la estructura tarifaria15
.
La generación eléctrica en Perú se produce por fuentes térmicas e hidráulicas como se muestra
en el Gráfico 6.
En los últimos cinco años la demanda de electricidad ha tenido un crecimiento promedio anual de 8%
debido entre otros aspectos al intenso desarrollo de la actividad minera y manufacturera por lo que existe la
necesidad de acelerar la ejecución de nuevos proyectos para asegurar el abastecimiento de electricidad16
.
El transporte de la energía eléctrica se realiza por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
con una pequeña porción del país (1.9%) con sistemas aislados en donde empresas eléctricas privadas están a
cargo de la generación, transmisión y distribución.

13
EL documento se puede descargar en http://www.semarnat.gob.mx/temas/ordenamientoecologico/Documents/documentos
%20pacifico%20norte/1sesion_ot/pre_sector_electrico_2010_2024.pdf.
14
Pacific Credit Rating (2009). “Informe Sectorial. Perú: Sector Eléctrico”. Visto el 15 de Agosto, 2011 en
http://www.bnamericas.com/cgi-bin/getresearch?report=152652.pdf&documento=1104128&idioma=E&login=.
15
Equilibrium Clasificadora de Riesgo (2008). “Análisis del Sector Eléctrico Peruano”. Visto el 15 de Agosto, 2011 en
http://www.equilibrium.com.pe/sectorelectricojun08.pdf.
16
Ministerio de Energía y Minas de Perú (2009). “Documento Promotor: Sector Eléctrico 2009”. Visto el 4 de Septiembre, 2011
de http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BROCHURE
%20electricidad%202009.pdf.

22
60%
3%
3%
34%
Hidráulico Diesel y residual Carbón Gas natural
GRÁFICO 6
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN PERÚ SEGÚN FUENTE, 2010
Fuente: OSINERGMIN, 2010.
El mercado eléctrico se encuentra regulado para un 56% de los usuarios (demanda de potencia
mensual inferior a 2,500 kW por suministro) y para el 44% restante (grandes consumidores de electricidad
tales como importantes complejos mineros, comerciales e industriales con una demanda de potencia igual o
superior a 2,500 kW) es libre.
El sector eléctrico peruano está administrado por tres entidades. El Ministerio de Energía y Minas (a cargo de
las políticas sectoriales), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) a
cargo de regular y supervisar los sectores de energía y minería, y el Comité de Operación Económica del
Sistema Interconectado Nacional (COES) que es el órgano técnico normativo (ver Cuadro 6).
CUADRO 6
ELÉCTRICA EN PERÚ
Ministerio de Energía y Minas Políticas sectoriales Dictar la normatividad general
Formular, y, en su caso, promover políticas de fomento y tecnificación de
electricidad, hidrocarburos y minería
Coordinar y promover la asistencia técnica en electricidad, hidrocarburos
y minería
Ser la autoridad ambiental para las actividades minero – energéticas
Fomentar el uso eficiente de la energía y el aprovechamiento y desarrollo
de los recursos energéticos renovables
Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería
(OSINERGMIN)
Regular y supervisar los
sectores de energía y
minería
Regular, supervisar y fiscalizar el cumplimiento de:
Las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las actividades de
los sectores eléctricos, de hidrocarburos y minería
Las normas legales y técnicas referentes a la conservación y protección
del medio ambiente en el desarrollo de dichas actividades
(continúa)

23
Comité de Operación
Económica del Sistema
Interconectado Nacional
(COES)
Órgano técnico normativo Proponer y evaluar la política del sector
Proponer y/o expedir la normatividad necesaria del sector
Promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica
Coadyuvar a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el
desarrollo sostenible de las actividades eléctricas.
G. Uruguay
La empresa estatal UTE (Usinas y Transmisión del Estado) es la única que transmite y distribuye electricidad en
Uruguay. Esta empresa también es propietaria de casi toda la capacidad generadora del país, tanto hidráulica y
Río Negro (593 MW) como térmica (875 MW). Las plantas generadoras de biomasa (215Mw) y eólicas (20Mw)
están en manos de empresas privadas, si bien UTE también dispone de 10Mw de generación eólica. UTE
gestiona también la parte correspondiente de la central hidroeléctrica binacional Salto Grande (945 MW).
El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), y dentro del mismo la Dirección Nacional de Energía,
es el organismo responsable de la política energética en Uruguay. La Unidad Reguladora de Servicios de
Energía y Agua es el ente regulador del sector eléctrico (así como de otros segmentos de la energía y del agua)
y depende del poder ejecutivo (a través del MIEM) aunque tiene autonomía técnica. El ADME ejerce como
operador del sistema eléctrico.
La principal empresa del mercado, la UTE - cuyo nombre originario fué “Usinas y Teléfonos del
Estado”, aunque la parte de telecomunicaciones fue separada y privatizada - es hoy exclusivamente una
empresa eléctrica. UTE es la única empresa de transmisión y distribución y tiene toda la generación con la
excepción de la central hidroeléctrica bi-nacional con Brasil y la generación con nuevas renovables.
CUADRO 7
ELÉCTRICA EN URUGUAY
Ministerio de Industria Energía y Minería Políticas sectoriales Identificar y cuantificar las fuentes de energía primarias
existentes en el país
Formular la política energética y ejecutar las acciones
de gestión que de ello se deriven
Unidad Reguladora Servicios de Energía y
Agua (URSEA)
Regulador Regulación, fiscalización y asesoramiento en los
sectores de energía
Control de actividades relacionadas con el uso eficiente
de la energía y con la seguridad de los productos
eléctricos
ADME Administra el mercado
mayorista de energía eléctrica
Opera y administra el despacho de cargas
Permite la ejecución de los contratos
Despacha la demanda requerida
(continúa)

24
UTE Compañía eléctrica estatal Genera, transmite y distribuye casi toda la electricidad
en el país
Generadores privados Generan electricidad con
biomasa y eólica
Generan electricidad para autoconsumo o para vender a
la UTE

25
46%
3%
1%
8%
6%
8%
3%
3%
2%
20%
Cambio de uso del suelo Desperdicios Buques internacionales
Electricidad Manufactura y construcción Transporte
Otra quema de combustibles Emisiones fugitivas Procesos industriales
Agricultura
III. Beneficios sociales y ambientales ligados
al aprovechamiento de las Energías Renovables
A. Cambio climático
Las emisiones de gases de efecto invernadero en América Latina y el Caribe tienen una tasa de crecimiento
anual medio de 1,2%, similar al promedio global. Como se puede ver en el Gráfico 7, el cambio de uso del
suelo es la razón principal de las emisiones seguida por la agricultura, la generación de electricidad y el
transporte. Las emisiones están concentradas en los países de mayor tamaño en los que se destaca Brasil que es
responsable del 52% de las emisiones de la región. El 79% de las emisiones en la región se originan en Brasil,
México, Venezuela y Argentina19
.
GRÁFICO 7
PARTICIPACIÓN EN LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO EN AMÉRICA
LATINA, POR SECTOR, 2005 (EN PORCENTAJES)
Fuente: CEPAL.

19
Idem.

26
A pesar de que la contribución de gases de efecto invernadero provenientes de América Latina es
menor a otras regionales del mundo, el cambio climático ocupa un lugar relevante en las agendas públicas de la
región. Algunos efectos debido a variaciones de las precipitaciones y la temperatura, el aumento de los
fenómenos meteorológicos extremos, el incremento del nivel del mar y la reducción de las reservas de agua de
los glaciares se observan ya en la región como se observa en el Gráfico 7.
CUADRO 8
EJEMPLOS DE LOS EFECTOS DEL CAMBIO CLIMÁTICO OBSERVADOS
EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE
SECTOR/ÁREA
Agricultura, silvicultura,
ecosistemas
Recursos hídricos Salud humana
Asentamientos humanos,
industria e infraestructura
Aumento de fenómenos meteorológicos extremos en los últimos 40 años en toda la región, como por ejemplo, episodios de él Nino de 1982-
1983 y 1997-1998, y llegada del huracán Catarina al Brasil (2004), suceso nunca antes visto en la zona
Incremento de la temperatura
(América del Sur y el Caribe)
Disminución de precipitaciones
(sur de Chile, sureste de la
Argentina y sur del Perú)
Aumento de enfermedades como
el dengue y la malaria (diversas
regiones)
Pérdidas económicas a causa de
fenómenos meteorológicos
extremos (80.000 millones de
dólares en 1970-2007)
Modificación de la
productividad del suelo (mayor
rendimiento de los cultivos de
soja en América del Sur, menor
en el caso del maíz en México y
Centroamérica)
Aumento de las precipitaciones
(sur del Brasil, el Paraguay, el
Uruguay, noreste de la
Argentina y noreste del Perú y el
Ecuador)
Incremento de los índices de
morbilidad y mortalidad
(Bolivia)
Mayor vulnerabilidad de
asentamientos humanos
afectados por fenómenos
meteorológicos extremos
(Bolivia, el Perú, México)
Aumento del proceso de
degradación por cambio de uso
del suelo (todos los países)
Elevación del nivel del mar (2-3
mm en la Argentina en los
últimos años)
Aumento del riesgo de escasez
de alimentos y de agua; mayor
riesgo de desnutrición y de
enfermedades transmitidas por el
agua
Migración de personas que
habitan en regiones vulnerables
desde el medio rural al urbano
(México y Centroamérica)
Incremento del porcentaje de
desertificación (deforestación en
Centroamérica)
Disminución del balance de
masa glaciar (Bolivia, el Perú, el
Ecuador y Colombia)
Escasez de agua en
asentamientos, industrias y
sociedades; reducción del
potencial de generación de
energía hidroeléctrica;
migración potencial de la
población
Reducción de la capa forestal
(en la Amazonía, disminuyó
17,2 millones de ha en el
período 1970-2007)
Aumento del número de
especies en peligro en México y
el Perú (4%), el Ecuador (hasta
el 10%), Colombia (11%) y el
Brasil (3%)
Fuente: Elaboración propia con datos del Resumen para Responsables de Políticas del Grupo Intergubernamental de Expertos
sobre Cambio Climático, 2007 y de Cambio climático y desarrollo en América Latina y el Caribe: una reseña de la Comisión
Económica para América Latina y el Caribe, 2009.

27
Si bien se estima que el incremento de temperatura aumente el rendimiento agrícola en ambientes fríos
o templados, y lo reduzca en ambientes cálidos o tropicales, algunos cultivos importantes y la ganadería,
sufrirían consecuencias adversas que podrían disminuir la oferta de alimentos, principalmente debido a los
efectos de la adaptación económica a las nuevas condiciones climáticas20
.
El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático indica que el costo de la energía
podría aumentar debido al cambio climático con consecuencias sobre el sector industrial lo que repercutiría sobre
el valor de bienes de consumo. La energía hidroeléctrica es la principal fuente de energía eléctrica para la mayoría
de los países de América Latina, haciéndolos así muy vulnerable a las anomalías en los niveles de precipitación.
De hecho, la combinación de mayor demanda energética y de la sequía provocó la virtual desintegración en la
generación de energía hidroeléctrica en una gran parte del territorio brasileño, provocando una crisis energética
en el 2001, la que contribuyó a una reducción del PIB del 1,5%21
. El retroceso de glaciares así mismo puede
afectar el caudal en ríos que nutren represas en países andinos tales como Bolivia y el Perú.
Las energías renovables no convencionales representan fuentes de energía sin emisiones de gases de
efecto invernadero lo que se alinea con las políticas de mitigación de los mencionados efectos cambio
climático a nivel local, regional e internacional.
B. Acceso a energía moderna
El acceso a formas de energías modernas y limpias es vital para el desarrollo humano y económico de un país.
Si bien dicho acceso por sí solo no garantiza el desarrollo humano, resulta virtualmente imposible mejorar los
niveles de vida en condiciones de carencia de un suministro energético asequible y previsible. En América
Latina y el Caribe hay 70 millones de personas que no cuentan aun con servicio moderno de electricidad22
.
Como se muestra en el Gráfico 8, el consumo eléctrico per cápita en América Latina y el Caribe es
mayor en aquellos países donde el Producto Bruto Interno (PBI) per cápita es mayor. Nótese que los países
representados en dicho Gráfico están segregados por ingresos altos, medios y bajos, teniendo a Trinidad y
Tobago con el mayor PBI per capita y Haití con el menor.
Además de brindar acceso a la electricidad, las energías renovables no convencionales tienen otros
beneficios ya que pueden ser utilizadas remotamente en comunidades no conectadas a redes nacionales de
suministro eléctrico, utilizan fuentes de energía disponibles localmente, gratuitas, inagotables y que no generan
contaminación. La energía solar, en particular, es una opción renovable especialmente atractiva para atender
comunidades lejanas por ser una tecnología naturalmente descentralizada, con buena disponibilidad geográfica
del recurso, inmune a la oferta o incertidumbre de los precios de combustibles tradicionales23
.
Adicionalmente, la elección de energías renovables para la electrificación, particularmente la rural,
contribuye a la seguridad energética del país, diversificando la matriz nacional y limitando el aumento de las
importaciones de combustibles extranjeros. La reducción del costo energético tiene un impacto mayor en las
comunidades de bajos recursos.

20
Comisión Económica para América Latina y el Caribe - CEPAL (2009). “Cambio climático y desarrollo en América Latina y
el Caribe: una reseña”.
21
M.L. Parry y otros (2007). “Contribution of Working Group II to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental
Panel on Climate Change, 2007”. Cambridge University Press.
22
Alvarez, A y Bidart, M. (2007). “Situación de los Mercados Energéticos de América Latina desde la Perspectiva de la
Regulación y las Políticas de Competencia”. Documento de trabajo preparado en ocasión de la reunión del Grupo
Intergubernamental de Expertos en Derecho y Política de la Competencia, UNCTAD, Ginebra, 17 al 19 de julio de 2007.
23
Deichmann, U y otros. (2010).”The Economics of Renewable Energy Expansion in Rural Sub-Saharan Africa”. The World Bank.

28
GRÁFICO 8
CONSUMO ELÉCTRICO PER CÁPITA EN RELACIÓN AL PBI PER CÁPITA
EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE, 2007

Ingreso por persona (GDP/capita, PPP$ inflación-ajustada) Total Población
Fuente: www.gapminder.com.

29
IV. Las alianzas público-privadas
en energías renovables
La infraestructura para la energía eléctrica es fundamental para lograr el desarrollo humano y el crecimiento
económico y más eficiente de un país. En las últimas dos décadas América Latina atrajo la mitad de las
Asociaciones o Alianzas Público-Privadas (Public Private Partnerships, acrónimo PPP) formadas en todos los
países en vías de desarrollo. Por ejemplo, a comienzos de los años 90, los proveedores privados en la región
proporcionaban sólo el 3% de los servicios de telecomunicación y electricidad en la región, y casi ninguna
empresa de agua estaba en manos privadas. Ya en el año 2003, las empresas privadas gestionaban el 86% de
las telecomunicaciones y el 60% y 11% respectivamente para los servicios eléctricos y provisión de agua24
.
En un contexto de fuerte crecimiento económico y poblacional, la región Latinoamericana y del
Caribe tiene el enorme desafío, y de alguna forma obligación, de integrar componentes de sustentabilidad a sus
planes de desarrollo energético que en muchos casos representan mayores costos de inversión.
El elevado costo de inversión y mantenimiento, la complejidad en la construcción y los retornos
económicos no siempre altos —que generalmente caracterizan los proyectos en energía renovable— , plantean
un desafío importante para el desarrollo de estos proyectos y la penetración de dicha tecnología en la región.
Es por lo tanto necesario explorar mecanismos que puedan ayudar a superar este desafío, particularmente en la
fase de financiamiento. Una forma de reducir la brecha de financiamiento es incorporando capitales privados a
través de las asociaciones o alianzas público-privadas (PPP).
Durante el proceso de privatización de la década de los 80 y 90, muchos países Latinoamericanos
integraron la participación del sector privado para incrementar la inversión en infraestructura y la mejora de los
servicios tradicionalmente en manos del estado. El estado tomo entonces el papel de regulador del mercado
dejando la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica mayoritariamente en manos del sector
privado. Algunas de las privatizaciones creadas durante dicho periodo fueron exitosas y en otros casos no lo
fueron, lo que se vio reflejado en renegociaciones frecuentes y conflictos entre las partes.
Tradicionalmente, las PPP se definieron como un contrato legalmente vinculante entre gobierno y
empresas privadas para la prestación de bienes y servicios, delegando las responsabilidades y riesgos mayormente
al socio privado. Actualmente, sin embargo, las PPP se están volcando a un modelo en donde los sectores público

24
Multilateral Investment Fund (2005). “MIF Cluster Action Plan. Supporting Competitiveness through Public Private
Partnerships”. Visto el 20 de Agosto, 2011 de < http://idbdocs.iadb.org/wsdocs/getDocument.aspx?DOCNUM=1660978>.

30
y privado se involucran en el proyecto durante todas las fases: construcción, financiación y operación, haciéndolo
así más atractivo para el sector privado ya que los riesgos son también asumidos por el gobierno25
.
A. Definiciones y Modelos de PPP
Existen varias definiciones de PPP, algunas de las cuales se presentan en el cuadro 9, indicando la fuente de
cada una de las mismas. Sin embargo, la idea básica a tener en cuenta, es que un esquema PPP existe en donde
los gobiernos nacionales y/u otras entidades del sector público (gobiernos estatales, ayuntamientos,
municipios, organismos oficiales e independientes, etc.) se asocian con actores fuera de la esfera pública para
ejecutar proyectos en conjunto26
.
CUADRO 9
ALGUNAS DEFINICIONES DE PPP SEGÚN DIFERENTES FUENTES
Definición Fuente
En una PPP, un individuo privado o empresa (grande o pequeña, formal o informal) provee un
servicio (por ejemplo, la recolección de residuos, provisión de agua, etc.). A cambio, estos son
retribuidos por el gobierno local, o pueden cobrar a los usuarios por el servicio brindado.
Programa de Naciones Unidas
para el Desarrollo
Empresas mixtas, con capital aportado por los sectores público y privado. Fondo Monetario Internacional
Contratos o unión de contratos a través de los cuales la entidad privada está obligada ante un socio
público a garantizar el desarrollo de una actividad dirigida a satisfacer una necesidad colectiva, en
donde la financiación, la responsabilidad de inversión y operación son obligaciones, totales o
parciales, del socio privado.
Universidad Técnica de Lisboa
Un espectro de posibles asociaciones entre el gobierno local, empresas, sociedad civil, organizaciones
no gubernamentales y comunidades locales, para conjuntamente brindar la prestación de servicios
básicos.
Public-Private Partnerships for
Service Delivery Program

Una asociación basada en la autoridad y credibilidad del sector público, y las capacidades de
financiamiento y empresariales del sector privado.
The United Nations Economic and
Social Commission for Asia and
the Pacific(ESCAP)
Un contrato legalmente vinculante entre gobierno y empresas para la prestación de bienes y servicios,
en donde se asignan responsabilidades y riesgos entre los diferentes socios. En un acuerdo de PPP, el
gobierno participa activamente durante todo el ciclo de vida del proyecto. El sector privado es
mayoritariamente responsable de las funciones comerciales, tales como el diseño, construcción,
finanzas y operaciones.
Government of British Columbia
Fuente: United Nations Economic and Social Commission for the Asia Pacific (2011).
Es importante destacar que las PPP pueden ser implementadas para diversos fines. Así, se pueden
formar PPPs para la investigación y desarrollo de tecnologías, para el desarrollo de proyectos a gran escala, la
creación de empresas (ej. ESCOs) y para pequeños productores entre otros.
Existen varios modelos de PPPs y el Cuadro 10 proporciona algunos detalles sobre estos. Sin
embargo es importante destacar que los sectores público y privado pueden encontrar modelos diferentes e
innovadores para trabajar en conjunto que no necesariamente estén incluidos en este cuadro.

25
Idem.
26
Sovacool, B. (2011) “Developing Public-Private Renewable Energy Partnerships to Expand Energy Access” Draft Report for
the United Nations Economic and Social Commission for the Asia Pacific, Bangkok, Thailand. Vermont Law School and the
National University of Singapore.

31
CUADRO 10
MODELOS DE PARTICIPACIÓN PRIVADA EN INFRAESTRUCTURA
Y SUS CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Tipo Descripción
Nivel de
riesgo
asumido por
el sector
privado
Duración
del
contrato
(años)
Inversión
de capital
Posesión
del bien
Sectores más
comúnmente financiados
en países en vías de
desarrollo

Contrato de
servicio
Contratación de
servicios para
apoyar la operación
de la infraestructura
Bajo 1-3 Pública Público Servicios de agua
Servicio de ferrocarriles
Contrato de
gestión
Contratación para la
gestión total o
parcial de las
operaciones
Bajo/
Mediano
2-5 Pública Público Servicios de agua
Contrato de
arrendamiento
Contrato para
la gestión de las
operaciones y
renovaciones específ
icas
Mediano 10-15 Pública Público Servicios de agua
Construcción,
operación y
transferencia
(BOT)
Contratación para la
inversión y
operación de un
componente
especifico del
servicio o
infraestructura
Alto Varía Privada Público/
Privado
Sector energético
Autopistas
Plantas de
depuración/desalinizació
n de agua
DefinicionesampliasdePPPs
PrincipalesdefinicionesdePPPs
Concesión Contrato para la
financiación y las
operaciones y la
ejecución de las
inversiones
específicas
Alto 25-30 Privada Público/
Privado
Aeropuertos, puertos
marítimos y ferrocarril
Red de transporte
eléctrico
Privatización Contrato o
transferencia de
propiedad de la
infraestructura
pública al sector
privado.
Total Indefinida Privada Privado Telecomunicaciones
Fuente: Banco Mundial.
Los riesgos de las PPP están relacionados principalmente con la estabilidad macro económica de un
país y el marco legal y normativo en general y especifico para este tipo de asociaciones. Un aspecto importante
de la negociación de una PPP es el grado en que estos riesgos son transferidos del sector público al privado y a
qué precio. Algunos de los riesgos asociados a las PPP se presentan en el Cuadro 11.

32
CUADRO 11
RIESGOS INDICATIVOS DE LAS PPP
Riesgo Descripción del riesgo:
Riego usualmente asumido
por
Instrumentos para asignar el
riesgo
Construcción Riesgo de exceder los costos previstos o retrasos en la
construcción
Sector privado Contrato de proyecto
Fuerza mayor Riesgos por desastres naturales Sector privado Contrato de proyecto
Comercial Riesgo de demanda insuficiente y/o contratos con
proveedores no cumplidos.
Sector privado (a veces
también el país anfitrión,
parcialmente)
Contrato de proyecto (a
veces un monto mínimo de
ganancias es garantizado)
Financiero Riesgo de tasas de interés fluctuantes, riesgo de la
financiación, etc.
Sector privado Contrato de proyecto o
estructuración financiera
Político Riesgo de expropiación, revocación de permisos,
confiscación de bienes, inconvertibilidad de la divisa o
incapacidad de transferir divisas, guerras, disturbios, etc.
País anfitrión o entidad
garante
Aseguración contra riesgos
políticos
Regulador Riesgo de cambio en leyes o reglamentación, reglas para
establecer tarifas, impuestos, o contraltos públicos con
proveedores o compradores no cumplidos.
País anfitrión o entidad
garante
Contrato de proyecto y
aseguración de riesgo
parcial.
Riesgos
cambiarios
Riesgo de devaluación a depreciación de la moneda. País anfitrión (a veces el
sector privado)
Contrato de proyecto,
garantías de cambio de
divisa extranjera o
financiamiento estructurado
Fuente: Banco Mundial.
B. Encuesta global sobre PPP en energías sostenibles
A fin de profundizar la temática de las PPPs y de sus perspectivas en el sector de interés, se presentan a
continuación los resultados de un importante esfuerzo desarrollado en 2010 por el “e8” (Global Sustainable
Electricity Partnership) y el grupo “UN-Energy”, quienes desarrollaron un trabajo analítico basado en una
encuesta mundial sobre los obstáculos, los impactos, los beneficios y las perspectivas de las asociaciones
publico-privadas (PPP) ligados a la implementación de iniciativas y proyectos en energías sostenibles
(renovables, eficiencia energética, tecnologías más limpias)27
.
En el verano de 2010, e828
solicitó a un gran número de empresas, asociaciones, entidades multilaterales
y gremios empresariales de responder una encuesta sobre sus propias experiencias en materia de PPP en energías
sostenibles. Entre otros encuestados de tipo internacional/multilateral se destacan: EPRI, GEF, GVEP, IADB,
ADB, REEEP, TERI, World Bank, UN Foundation, WEC, WBCSD, World Energy Forum. Entre las empresas
internacionales: AES, Duke Energy, EDF, EDP, grupo Enel, Kansai, Pacific Hydro, Tractebel, Tepco.
También participaron en la encuesta importantes empresas y entidades ligadas al rubro energético de

27
e8, UN-Energy (2011). “Strenghthening Public Provate Partnerships to Accelerate Global Electricity technology Deplopyment”.
28
e8 es una entidad sin fines de lucro dedicada fomentar la generación y uso sostenible de la electricidad. El e8 que agrupa a
12 de las mayores empresas eléctricas del mundo, a saber: AES, Duke, EDF, Eletrobras, Enel, HydroQuebec, Kansai,
RusHydro, REW, Tepco, SGC y Eskom. La CFE de Mexico se ha recientemente asociado al e8 en calidad “partner”.

33
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Seguridad y Transpar. marco regulatorio
Legislación clara
Positivo ambiente de negocio
Inventivos fiscales ( feed-in tariff, , etc..)
Retorno adecuado en Transmis. & Distrib
Internaliz. Externalidades en fuentes fósiles
Politica Estado apoyada por sociedad civil
Existencia "Technology Roadmap" nacional
Financiación publica de I&D
Regulación del Carbon Storage
nivel de efectividad (%)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Plan o Estrategia Nacional Energética
Legislación nacional
Regulación / Concesiones
Mercanísmos de mercado
Decreto Ejecutivo
Acuerdo regional
Tratado Internacional
América Latina, inlcuyendo: Isagen (Colombia), grupo Eletrobras (Brasil), Secretaría Nacional de Energía
(Panamá), Ministerio Minas y Energía (Perú), BNDES (Brasil), entre otros.
El objetivo de la encuesta era de identificar las mejores prácticas en materia de políticas públicas e
iniciativas publico-privadas, con fines a promover el desarrollo de proyectos de energías sostenibles en el largo
plazo. Respondieron a la encuesta 78 entidades, de las cuales 38 empresas eléctricas, 8 ONGs, 6, promotores
de tecnologías, 5 instituciones financieras y 5 asociaciones energéticas.
A continuación de presentan – en forma grafica - los resultados del estudio e8/UN-Energy publicado en 2011:
GRÁFICO 9
ELEMENTOS DE POLÍTICAS QUE REDUCEN EL RIESGO LIGADO A LA PROMOCIÓN
DE LAS ENERGÍAS SOSTENIBLES (RENOVABLES & EE)
Fuente: e8 & UN-Energy (2011).
Los resultados de la encuesta temática - presentados en el Gráfico 9 - evidencian que un fuerte marco
legislativo es considerado necesario para eliminar barreras, estimular la inversión con incentivos apropiados, establecer
regulaciones estables, desplegar una política medioambiental para fuentes de energía limpias, y proporcionar incentivos
especiales para financiar nuevas tecnologías. Este enfoque de “buena gobernanza”—además de una sólida
participación de la comunidad— ayuda a que los proyectos se implementen con mayor posibilidad de éxito.
GRÁFICO 10
INSTRUMENTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE POLÍTICAS PÚBLICAS EFECTIVAS EN
ENERGÍAS SOSTENIBLES

34
0 10 20 30 40 50 60 70
Financiación Publica y Privada a I&D
Financ. Publ & Priv. proyecto demostrativos
Creación de PPPpara transfer. tecnología
Technology roadmaps y targets nacionales
Reconocer que mercado Carbono no suficiente
Promover la I&D intersectorial
Proteger la propiedad intelectual/patentes
Crear plataforma intercambio internacion. I&D
Invertir I&D en almacen.electrico/superconduct
Plataforma internacional para desarrollo CCS
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Estimulan el desarrollo local
Mejoran el acceso a la electricidad
Mejoran la calidad ambiental
Crean empleo
Desarrollan Capital Humano
Elevan estandares de vida
Promueven inversión y el comercio
Fomentan productividad
Los resultados de la encuesta – en lo que se refiere al punto temático del Gráfico 10 – nos indican que
los planes y estrategias nacionales de desarrollo de energía son esenciales para asegurar y posteriormente
dirigir la distribución de recursos financieros para proyectos de tecnologías con “cero emisiones”, en particular
energías renovables.
GRÁFICO 11
¿CÓMO LAS PPPS PUEDEN APOYAR EL DESPLIEGUE DE PROYECTOS
DE ENERGÍAS SOSTENIBLES?
Con referencia a la pregunta de cómo las PPPs pueden apoyar el despliegue de proyectos de energías
sostenibles (Gráfico 11), los encuestados evidenciaron mayoritariamente que la mejor forma con la cual las
asociaciones público-privadas pueden apoyar la investigación, el desarrollo, la demostración y el despliegue
(IDD+D) en proyectos de energías limpias, es a través de una fuente estable y eficaz de financiamiento (tanto
público como privado) para estos tipos de acciones.
GRÁFICO 12
BENEFICIOS DE LAS PPPS EN ENERGÍAS SOSTENIBLES

35
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Vigencia de PPAs (Power
Purch. Agreements)
Garantias de Retorno a la
Inversión
Vigencia de tarifas especiales
Interés de Bancos de
Desarrollo
Existencia de esquemas
"vinculados"
0 20 40 60 80 100 120
Crear ambiente de bajo riesgo (regulat., politico)
Crear incentivos especiales para off-grid & tecnologías
Establecer tarifas especiales para generación
Definir objetivos de largo plazo
Expandir las facilidades financieras locales
Establecer procesos para los stakeholders
Definir estandares para construc. y operac. proyectos
El Gráfico 12, pone en evidencia que una parte importante de encuestados considera que el mayor
beneficio de las PPPs es la capacidad de mejorar el acceso a la electricidad y estimular el desarrollo local
económico y social. El aumento del acceso a la electricidad permite a nuevos negocios “entrar” en las áreas que
antes fueron consideradas inadecuadas o no rentables. Conforme estos nuevos negocios se extienden a estas
áreas, ellos traen más empleos y las comunidades recién electrificadas tienen acceso a la asistencia médica
adicional, a agua limpia y a educación, permitiéndoles así desarrollarse económicamente y socialmente.
GRÁFICO 13
MANERAS EFECTIVAS CON LAS QUE EL SECTOR PÚBLICO PUEDE
IMPULSAR/CONSOLIDAR LAS PPP
El Gráfico 13 demuestra un fuerte acuerdo de los encuestados en que la mayor contribución que puede
hacer el sector público es la de reducir el riesgo en lo que se refiere al entorno político, legal y regulatorio, lo
que permite establecer objetivos de desarrollo de electricidad y establecer - en el largo plazo - planes y
programas para el despliegue de tecnología energéticas “limpias”.
GRÁFICO 14
MANERAS EFECTIVAS DE PROMOVER EL DESPLIEGUE DE PROYECTOS
DE ENERGÍAS SOSTENIBLES

36
Como era previsible, una parte relevante de los encuestados se declaró convencidos de que los flujos
de ingreso garantizados en el largo plazo representan el elemento más eficaz para promover proyectos en
energías sostenibles y que los acuerdos de compra de energía (Power Purchase Agreements – acrónimo PPA)
son el instrumento más seguro y preferido para aquel objetivo. En este sentido, es clave que el sector público
juegue un rol de “intermediario” con bancos de desarrollo multilaterales y otras instituciones financieras, para
garantizar que el flujo de pagos sea conforme a estos acuerdos.

37
V. Estudios de casos sobre PPPs en energía
renovables en la región
Como indicado anteriormente, en la región de América Latina y el Caribe existe una amplia experiencia de
participación pública y privada en el sector eléctrico, destacada sobre todo por las privatizaciones llevadas a
cabo durante la década de los 80 y 90. Sin embargo, los ejemplos en materia de energías renovables no
convencionales son mucho más escasos, con pocos casos de emprendimientos a gran escala.
Esta sección presenta los programas más relevantes en la región (Argentina, Brasil, Chile, Colombia,
México, Perú y Uruguay) para la promoción de energías renovables no convencionales, identificando los
actores público y privados como así también los roles que cada uno de estos cumple. Dichos programas tienen
en común la participación del sector público como regulador y promotor y, en algunos casos, también como
garante y proveedor de financiamiento, mientras que el sector privado cumple un rol primordial en la
realización y operación de la obra.
Para abarcar más modelos de PPP, se presentan también algunos casos concretos de emprendimientos
en donde empresas con participación estatal y empresas privadas se unen para la investigación y desarrollo, y/o
construcción y operación de proyectos con energías renovables.
A. Programas de incentivos a las energías renovables en la Región
a) Ley Nacional 26.190 - Argentina
La Ley 26.190 “régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a
la producción de energía eléctrica” del 2007, establece como objetivo lograr una contribución de las fuentes de
energía renovables hasta alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de 10 años a
partir de la puesta en vigencia del presente régimen. Dicha meta debería, por lo tanto, alcanzarse en el 201629
.
Dicha ley da la posibilidad a las empresas de acceder a la devolución anticipada del impuesto al valor
agregado (IVA) correspondiente a los bienes amortizables del proyecto (excepto vehículos), o de optar por la
amortización acelerada del impuesto a las ganancias por las inversiones que realicen.

29
Secretaria de Energía. Visto el 20 de Agosto de 2011 de http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?
idpagina=2974.

38
La Empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA) es una empresa creada en el 2004 con una participación
mayoritaria de capitales del estado. La Secretaria de Energía de la Nación instruye a ENARSA, en su calidad de
Agente de Mercado, a ejecutar proyectos en temas energéticos, incluyendo energías renovables30
.
En el marco de dicha ley, ENARSA convoco, a través de la Licitación Pública Nacional e
Internacional EE Nº 001/2009, a empresas para la presentación de ofertas de provisión de energía eléctrica a
partir de fuentes renovables. En Septiembre 2010 se adjudicó un total de 895 megavatios (MW) de potencia a
ser producido por fuentes renovables no convencionales. Las tecnologías adjudicadas incluyen: Eólica - 754
MW; Térmica con Biocombustibles - 110,4 MW; Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos - 10,6 MW;
Solar Fotovoltaica - 20 MW31
.
El proceso se realizó mediante el llamado a licitación para que empresas ofrezcan tarifas de venta de
energía generada con renovables. El estado garantiza, a través de un contrato (o PPA), la compra de la energía
generada por las empresas adjudicadas, al precio ofertado, por un periodo de 15 años. Si bien se llamo a licitación
para diferentes tipos de tecnologías, la licitación, a diferencia de otros casos, fue flexible en términos de lo
ofertado. De esta forma se pudo adjudicar mayor potencia a las eólicas (754MW) ya que fue la tecnología más
ofertada. Esta flexibilidad es importante ya que permite adaptarse al interés de inversión de las empresas32
.
La elección de las tarifas ofertadas tuvo en cuenta el costo beneficio de las mismas. La energía
entregada por estos proyectos es inyectada al Mercado Eléctrico Mayorista para ser ulteriormente vendida a los
usuarios a una tarifa homogénea. La diferencia de precio de las energías verdes, en el caso existiese, es
absorbida por el estado nacional quien actualmente brinda un subsidio a la electricidad33
.
Sin embargo, se ha creado también el fondo fiduciario de energías renovables, administrado por el
Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE) con el objetivo de remunerar 0,9 pesos por kilovatio hora (kWh)
a los generadores solares fotovoltaicos y hasta 0,015 pesos por kWh a las empresas generadoras de energía
eólica, geotérmica, de biomasa, biogás y sistemas hidroeléctricos de hasta 30 MW de potencia, por un plazo
máximo de 15 años. Los recursos para este fondo surgen de un impuesto de 0,30 pesos por megavatio hora
(MWh) sobre las tarifas de las empresas distribuidoras y los grandes usuarios del mercado mayorista.
Bajo este esquema, se destacan los siguientes participantes públicos y privados:
Público Secretaria de la Nación – formulación del marco legal para la promoción de energías
renovables
Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE) – administrador del fondo fiduciario de
energías renovables
ENARSA – responsable del proceso de licitación para oferta de tarifas por generación de
energía eléctrica.
Privado Compañías participantes del proceso de licitación.
Ya que dicha licitación solicitó a las empresas presentar una oferta de tarifas por venta de energía, los
costos de inversión por los proyectos no son conocidos con precisión aunque se estiman en el orden de USD
2500 millones para esta primera licitación. Las fuentes de financiamiento de estas iniciativas son diversas,
proviniendo sobre todo de instituciones bancarias o de inversión34
. La primera licitación ha sido concluida y
las empresas adjudicadas deben aun iniciar los respectivos proyectos.

30
Reunión del 30 de Agosto, 2011 en Secretaria de Energía con el Sr. Francisco Elizondo y la Sra. Mónica Servant.
31
ENARSA. Visto el 25 de Agosto, 2011 en http://www.enarsa.com.ar/nota30.htm.
32
Reunión del 30 de Agosto, 2011 en Secretaria de Energía con el Sr. Francisco Elizondo y la Sra. Mónica Servant.
33
Ídem.
34
Ídem.

39
Resumiendo, vemos que:
• Se creó un marco normativo específico desde el 2007 para fomentar el uso de fuentes renovables
de energía destinada a la producción de energía eléctrica.
• Dicha ley tiene por objetivo generar 8% de la producción eléctrica nacional a base de fuentes
renovables para el año 2016.
• Dicha ley contempla beneficios promocionales a nivel impositivo.
• La empresa de energía ENARSA (con capital mayoritario del estado nacional) realizó la primera
licitación para la provisión de energía eléctrica a través de fuentes renovables.
• En Septiembre 2010 se adjudicó un total de 895 MW de potencia a ser producido por fuentes
renovables no convencionales.
• A través de un contrato, el Estado garantiza la compra de la energía renovable producida por un
periodo de 15 años y al valor indicado en la oferta de las empresas adjudicadas.
• Se aplica un impuesto a las tarifas eléctricas para crear un fondo fiduciario con el fin de amortizar
los costos extras de la generación de electricidad “verde”.
• Las inversiones alcanzan USD 2500 millones y provienen de diversas fuentes, sobre todo de
instituciones bancarias o de inversión.
• La primera licitación ha sido concluida y las empresas adjudicadas deben aun iniciar los
respectivos proyectos.
b) PROINFA - Brasil
El Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía (PROINFA) fue puesto en marcha en el
2002 para promover la generación de electricidad a base de fuentes renovables en Brasil. El programa fue creado
por la Ley 10.438/02 y revisado por la Ley 10.762/03 y Ley 11.075/04, depende del Ministerio de Energía y
Minas, con el objetivo de fomentar la instalación de 3300 MW de fuentes renovables cuya producción será
entregada al Sistema Interconectado Nacional. La meta es llegar a cubrir el 6% de la generación eléctrica de
fuentes renovables (excluyendo grandes hidroeléctricas) para el año 2006, y el 10% en un plazo de 20 años.
Un factor importante a destacar es el apoyo que el Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) brindó a este
programa para financiar los proyectos. Bajo este marco, el BNDES se encarga de apoyar con una línea especial
de crédito a los proyectos de inversión que persigan este fin, financiando hasta el 70% del mismo.
Por su parte los inversionistas deberán garantizar el financiamiento de al menos un 30% del capital
propio. Las condiciones del financiamiento son tasa activa de Largo Plazo más 2% de spread básico y 1.5% por
“Spreads” de riesgo; una carencia de repago de hasta 6 meses después de iniciada la operación comercial;
amortización por 10 años y no pago de intereses durante la construcción de la planta.
El BNDES dispuso de un monto de 6 mil millones de reales para el apoyo financiero del PROINFA, y en
2006 amplió la financiación al 80% amortizable en 12 años.
Por su parte, la empresa nacional de energía eléctrica (Electrobras) le garantiza al proyecto la compra de
hasta un 70% de la energía generada en un contrato (o PPA) de 20 años. En el corto plazo se comercializan las
diferencias entre la energía contratada y la generada. Para apoyar el desarrollo tecnológico y empleo nacional,
una de las exigencias de la Ley es que un mínimo del 60% del costo del proyecto se base en costos locales.
Bajo este marco, se destacan los siguientes participantes públicos y privados:

40
Público Eletrobras -importante empresa de energía eléctrica de Brasil con propiedad
mayoritaria del gobierno federal encargada de administrar PROINFA.
Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) – tiene a disposición líneas de crédito
para el financiamiento parcial de los proyectos adjudicados dentro del marco de
este programa.
Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL)
Empresa de Investigación Energética (EPE)
El Articulo 3 de la Ley 10.436 de 2002 establece las pautas de los contractos:
• Los contratos serán celebrados por la empresa ELETROBRAS quien asegura la compra de
energía en el plazo de 20 años.
• El valor de adquisición estará fijado en función de la tecnología de cada fuente. Este valor será
definido por el Poder Ejecutivo Nacional teniendo como piso el 50% (para producción a partir de
biomasa), 70% (Pequeñas Centrales Hidroeléctricas) y 90% (eólico) de la tarifa media de los últimos
12 meses al consumidor final. Los costos administrativos incurridos por ELETROBRAS se trasladan
a los usuarios (excepto a los de Bajos Ingresos).
• Los fabricantes de equipos de generación (o sus controlados) deberán garantizar un mínimo de
60% de valor agregado nacional en una 1º etapa y de un 90% en una 2º etapa.
• Alcanzado el primer objetivo de incorporar 3300 MW, la segunda instancia consiste en lograr alcanzar
el 10% de la generación total con estas fuentes renovables independientes en el curso de 20 años.
• En esta segunda etapa los contratos celebrados por ELETROBRAS a 20 años se harán a un precio
equivalente al valor de la energía competitiva, definido como el costo medio ponderado de nuevos
emprendimientos hidráulicos con potencia superior a los 30 MW y centrales termoeléctricas a gas
natural, calculados por el Poder Ejecutivo.
El Plano Anual de PROINFA 2010 publicado por ANEEL35
indicaba que los contratos realizados hasta el
2010 equivalen a un total de 3137.50 MW, muy cerca de la meta de 3300 MW establecida por el programa para el
2006. Sin embargo, es necesario ver si estos contratos se efectivizan en proyectos concretos que generan energía
eléctrica con renovables.
No fue posible encontrar información actualizada con respecto a los proyectos ya concluidos y en
funcionamiento pero Greenpeace Brasil realizo un informe, basándose en datos de Electrobras, en donde presenta la
situación de los proyectos emanados de PROINFA hasta mayo 2008 (Ver Cuadro 12).

35
El documento se puede descargar en: <http://www.aneel.gov.br/cedoc/areh2010930_3.pdf.

41
CUADRO 12
SITUACIÓN DE TODOS LOS PROYECTOS CONTRATADOS DENTRO
DEL MARCO PROINFA HASTA MAYO 2008
Pequeña
hidroeléctrica
Biomasa Eólica Total
En operación comercial
Unidades 16 19 6 41
% 25,4% 70,4% 11,1% 28,5%
MW 299,34 504,34 218,5 1022.18
% 25,1% 73,6% 15,4% 31%
Concluidas y aguardando iniciar operación comercial
Unidades 1 0 0 1
MW 22,50 0 0 22,50
En construcción
Unidades 42 1 15 58
% 66,7% 3,7% 27,8% 40,3%
MW 812,7 10 123,83 946,53
% 68,2% 1,5% 8,7% 28,7%
No iniciaron construcción
Con EPC
a
Unidades 1 1 28 30
% 1,6% 3,7% 51,9% 20,8%
MW 18 30,5 839,89 886,39
% 1,5% 4,5% 58,9% 26,9%
Sin EPC
Unidades 2 2 5 9
% 3,2% 7,4% 9,3% 6,3%
MW 28,7 61 242,7 332,4
% 2,4% 8,9% 17,1% 10,1%
Total
Unidades 3 3 33 39
% 4,8% 11,1% 61,1% 27,1%
MW 91,5 1.080,59 1.218,79
% 3,9% 13,4% 75,9% 36,9%
Sub judice/en terminación de contrato
Unidades 1 4 0 5
% 1,6% 14,8% 0% 3,5%
MW 10 79,4 0 89,4
% 0,8% 11,6% 0% 2,7%
Total contratado
Unidades 63 27 54 144
MW 1.191,24 685,24 1.422,92 3.299,4

Fuente: Greenpeace Brasil.
a
EPC son siglas en inglés referidas a “Engineering, Procurement and Construction contracts”.
Como se puede ver en el Cuadro 12, PROINFA logro un 30% de su objetivo en términos de potencia
instalada entre el inicio del programa en 2002 hasta 2008. Esto representa cerca de 7 proyectos terminados y

42
operando por año en dicho periodo de tiempo. El Plano Anual del PROINFA 201136
presenta datos más
precisos indicando no solo la energía producida por los proyectos en concesión sino que también la potencia
instalada total, como se puede ver en el Cuadro 13 de acuerdo a las diferentes tecnologías.
CUADRO 13
POTENCIA INSTALADA DE FUENTES RENOVABLES A TRAVÉS DEL PROGRAMA PROINFA
Fuente Numero de emprendimientos Potencia Instalada (MW)
Biomasa 19 533,34
Eólica 43 1 199,79
Pequeña hídrica 62 1 181,24
TOTAL 125 2 914,37
Fuente: ANEEL.
Como se puede apreciar, en relación a las estimaciones iniciales, la mayoría de los proyectos que no
habían iniciado su construcción en el 2008, se encuentran hoy operando.
A primera vista, las metas establecidas por el PROINFA parecieron ser muy ambiciosas y estas no se
cumplieron en los plazos de tiempo establecidos. Sin embargo, el programa está dando sus frutos y la primera
meta de 3300 MW está por ser alcanzada.
Teniendo en cuenta que la inversión estimada al inicio del programa fue de USD 6400 millones, se
puede estimar que la inversión en energías renovables lograda hasta el 2011 gracias al PROINFA alcanza
aproximadamente los USD 5652 millones37
.
Algunos de los problemas ligados a la implementación del PROINFA, incluyen aspectos legales y de
mercado. Entre los aspectos legales, se destacan algunas imprecisiones en el texto de las leyes y decretos
pertinentes en cuanto a los reglamentos de la compra garantizada de la energía eléctrica, en la definición
de roles y responsabilidades de los organismos públicos involucrados, la llamada a licitación y la fijación
del precio de la energía. Algunos de estos puntos fueron atendidos a través de decretos y resoluciones
subsecuentes aunque algunos puntos aparentemente siguen siendo poco claros.
En cuanto a los aspectos de mercado, cabe destacar la limitada disponibilidad de recursos propios por parte
de los empresarios para obtener financiamiento y la dificultad para cumplir con el índice de nacionalidad de los
proyectos que, en el caso de las eólicas, restringe la entrada de los fabricantes internacionales de estos equipos.
Los inversionistas indicaron la dificultad de acceso al crédito como el punto más crítico del programa
debido al perfil de inversores de los proyectos38
. La mayoría de las empresas que se presentaron a licitación
fueron pequeñas y medianas, con baja capacidad de financiamiento (sobre todo comparado con grandes empresas
de energía) y algunas con poca experiencia en el sector.
Muchos de estos proyectos no llegaron a concretarse debido a no poder alcanzar los requisitos de
garantías que pedía el BNDES como así también la elevada inversión propia requerida al inversor del proyecto.
Algunas de estas debilidades se corrigieron a partir del 2005 cuando se aumentó el término de pago de 10 a 12
años, se atrasó el inicio de las operaciones de los proyectos desde 2006 a 2008 y se aumentó las tasas de
financiación por parte del BNDES del 70% al 80% del total del proyecto.

36
El documento se puede descargar en http://www.aneel.gov.br/cedoc/areh20101101_3.pdf.
37
Adaptando la inversión estimada por 3300 MW de potencia instalada, a la potencia instalada hasta el 2011. El cálculo indica
que se han realizado aproximadamente el 88% de las inversiones estimadas al inicio del programa.
38
Baltelo, R (2008). “A caminho da sustentabilidade energética como desenvolver um mercado de renováveis no Brasil”.
Greenpeace Brasil.

43
El programa PROINFA culminó en 2011, si bien ya desde el año 2009 la mayor parte de los nuevos proyectos
eólicos se han desarrollado fuera de él, en el marco de las subastas de electricidad que regularmente llama el
gobierno brasileño.
• Se estableció un marco normativo específico para promover el uso de las energías renovables
desde el 2002.
• El objetivo es cubrir el 6% de la generación eléctrica a través de fuentes renovables para el
año 2006, y el 10% en un plazo de 20 años.
• La compra de energía se garantizó por 15 años a través de contratos o PPAs.
• Aunque en un plazo mayor al estipulado, desde el inicio del programa se ha logrado tener en
funcionamiento aproximadamente el 88% de las centrales y potencia que el programa puso
como objetivo para la primera fase.
• Un mínimo del 60% del costo del proyecto se base en costos locales y se restringió la
entrada de los fabricantes internacionales de equipos eólicos.
• Se encontraron falencias en aspectos legales y de mercado, sobre todo con referencia al
financiamiento por parte del BNDES.
• La limitada disponibilidad de recursos propios para la garantía del crédito e inversión en el
proyecto fueron identificadas como las barreras más grandes para el éxito del PROINFA.
• Se puede estimar una inversión de USD 5652 millones en el marco de este programa
hasta el 2011.
c) Leyes 19.940/04 y 20.257/08 - Chile
Los cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) mediante la Ley 19.940 de 2004 facilito
la viabilidad de proyecto pequeños de energías renovables no convencionales dando lugar a la venta de energía
y potencia en el mercado mayorista a cualquier generador independiente y liberando parcial o totalmente el
pago de peajes de transmisión troncal para fuentes no convencionales menores a 20MW, entre otros.
Adicionalmente, la Ley 20.257, vigente a partir del 1ro de Abril de 2008, obliga a las empresas eléctricas
que generen más de 200 MW a suministrar 5% de la energía con medios renovables no convencionales entre
2010 y 2014, con un incremento de 0.5% a partir de 2015 hasta alcanzar un 10% en 202439
. La obligación rige
para las generadoras que suministran energía al Sistema Eléctrico Interconectado Central (SIC) e Interconectado
del Norte Grande (SING) que se hayan conectado al sistema a partir del 1 de enero de 2007.
Este marco legal además aseguró el derecho a la venta de potencia y energía al mercado mayorista
para cualquier generador, independiente de su tamaño, y se aseguró mayor estabilidad en los precios, los que
se pueden fijar a largo plazo (hasta por 15 años)40
.
Existe asimismo un programa de Mecanismos de Incentivo para acelerar la entrada de las energías
renovables a la matriz (Art 3) que consiste en un pago adicional por kWh a los generadores que inyecten
energía eléctrica de fuentes renovables a la red. Este fondo es financiado a través de un arancel de 1% a la

39
Comisión Nacional de Energía y Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH (2009). “Las Energías
Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno”.
40
Tirapegui, W (2006). “Introducción a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC)”. Empresa Nacional de
Electricidad S.A. Chile.

44
importación de combustibles fósiles utilizados en la generación eléctrica, y un recargo de 1% al consumidor
final sobre el valor neto del consumo de energía facturada41
.
A la fecha, la ley de Energías Renovables parece no haber cumplido las metas establecidas para el
2010. Es así como el porcentaje de energía renovable inyectada no supero el 5% exigido por ley para el año
2010, alcanzando aproximadamente un 2%42
. Las tres principales tecnologías que se han desarrollado a la
fecha son pequeñas centrales hidroeléctricas, Eólica y Biomasa.
Así mismo, la Comisión Nacional de Energía y la Corporación de Fomento a la Producción (CORFO)
promueven el desarrollo de una cartera de proyectos a través del Programa de “Promoción y atracción de
inversiones para la generación de energías a partir de fuentes renovables”. De esta manera, el Estado se
comprometió a otorgar subsidios para llevar adelante esta cartera de proyectos. Este beneficio se aplica a
empresas privadas que propongan iniciativas inferiores a 20 MW con costos iguales o superiores a USD
400.000 y hasta USD 2 millones. CORFO estima que con cofinanciamiento de estudios por hasta USD 1
millón, se podría levantar una cartera de proyectos de entre USD 200 y USD 250 millones43
.
Bajo este marco, se destacan los siguientes participantes públicos y privados:

Público Ministerio de Energía
Comisión Nacional de Energía
Centro de Energías Renovables (CER)/Corporación de Fomento a la Producción
(CORFO)
Privado Compañías generadoras de energía eléctrica renovable.
Empresas privadas que propongan inversiones para generación con renovables.
Para el caso de los Sistemas Solares Térmicos, existe la Ley Nº 20.365, publicada en el Diario Oficial
el 19 de agosto de 2009, que establece un subsidio mediante una franquicia tributaria para los colectores
solares térmicos destinados al calentamiento de agua sanitaria, el cual posee las siguientes características44
:
• Opera hasta diciembre de 2013 y cubre los costos de los sistemas solares térmicos y su
instalación, destinados al calentamiento de agua sanitaria en viviendas nuevas, en todo el
• El monto del subsidio es el 100% de la inversión para viviendas pequeñas, 40% para
viviendas medianas y 20% para viviendas grandes.
• Los que perciben el beneficio tributario son las empresas constructoras que lo descuentan
contra su pago provisional mensual obligatorio del Impuesto a la Renta o contra cualquier
otro impuesto o retención.
• El beneficio tributario aplica para viviendas nuevas (casas y departamentos) que posean un
permiso de edificación donde se detalle el sistema solar térmico y obtengan la recepción
municipal después de publicado el Reglamento
• Los sistemas instalados poseen una garantía de 5 años y estarán sujetos a inspecciones.

41
Unión Argentina de Entidades de Servicios - UDES (2008). “Marco de Referencia para elaborar una estrategia de
fomento de las Energías Renovables y la Eficiencia Energética”. Visto el 3 de Septiembre, 2011 en http://www.ambiente.gov.
ar/archivos/web/energetico/File/marco_referencia.pdf>.
42
Según la presentación “Impacto de las ERNC en los costos de generación” realizada por Carolina Galleguillo, Gerente
General de la Asociación Chilena de Energías Renovables, durante el “Diálogo Latinoamericano sobre el Financiamiento de
Electricidad Baja en Carbono” Santiago (Chile), 22-23 agosto 2011.
43
Clima de Emprendimiento Organizado – CEO. Visto el 10 de Septiembre, 2011 de http://www.ceo.cl/609/article-69036.html.
44
Comunicado por representante del Ministerio de Energía de Chile.

45
• Solo accederán a este beneficio los sistemas solares que incorporen colectores y
acumuladores de proveedores autorizados que son aquellos que cumplen con la certificación
que defina el reglamento.
Se han formado los Consorcios Empresariales de Investigación en Biocombustibles constituidos tanto
por entidades públicas como universidades y empresas del sector privado, y con el apoyo del Ministerio de
Energía y el Centro de Energías Renovables de CORFO.
• Se estableció un marco normativo específico para fomentar el uso de energías renovables no
convencionales. Desde el 2004 se fomentan las renovables a pequeña escala y desde el 2008
se obliga a a los generadores a incorporar una cuota de 5% proveniente de energías
renovables.
• A partir del 2008 se obliga a las empresas eléctricas que generen más de 200 MW a
suministrar 5% de la energía con medios renovables no convencionales entre 2010 y 2014,
con un incremento de 0.5% a partir de 2015 hasta alcanzar un 10% en 2024.
• Los precios de venta de la energía renovable en el mercado mayorista pueden ser fijados en
un plazo de hasta 15 años.
• Existen subsidios para llevar adelante esta cartera de proyectos. Este beneficio se aplica a
empresas privadas que propongan iniciativas inferiores a 20 MW con costos iguales o
superiores a USD 400.000 y hasta USD 2 millones.
• Se establecieron mecanismos de fomento de renovables por el cual hay un pago adicional por
kWh a los generadores que inyecten energía eléctrica de fuentes renovables a la red.
• Los mecanismos de fomento son financiados a través de un arancel sobre la importación de
combustibles fósiles utilizados en la generación eléctrica y un recargo de 1% al consumidor
final sobre el valor neto del consumo de energía facturada.
d) Ley (LAERFTE) - México
México cuenta con un marco legal específico con referencia a las energías renovables. La Ley para el
Aprovechamiento de las Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) del
2008 que establece, entre otras disposiciones, la obligación de la Secretaría de Energía de elaborar un Programa
Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovable, así como una Estrategia Nacional para la Transición
Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía45
. El Programa Especial para el Aprovechamiento de
Energías Renovables46
incluye indicadores objetivos para la participación de fuentes renovables en la capacidad y
generación en México. A diferencia del Programa Sectorial de Energía, los indicadores incluidos en este documento
no incluyen los proyectos de hidroeléctricas de más de 30 MW de acuerdo con lo que marca la LAERFTE. Los
indicadores del Programa Especial indican que para el 2012, se espera contar con una capacidad de 7.6% y una
generación entre el 4.5% y el 6.6% del total nacional a partir de fuentes renovables de energía47
.
En general, y de acuerdo con el marco legal vigente, se promueven principalmente los esquemas de
autoconsumo local o remoto (usando la red de transmisión del país) y la venta de energía mediante licitaciones
competitivas a precios nivelados de la energía. Adicionalmente, se está trabajando en un esquema de precios
preferenciales que permitirá otorgar viabilidad a proyectos de pequeña escala que hasta hoy no pueden ser
bancables debido a los limitados precios a los que la red puede tomar su energía. Este esquema están en diseño
actualmente e irá acompañado de metas para dicha escala de proyectos (>30 MW).
De las últimas adecuaciones y esquemas que se han publicado posteriormente a estos documentos
encontramos precios preferenciales para los costos de transmisión a proyectos de autoconsumo remoto y

45
http://www.sener.gob.mx/res/0/Estrategia.pdf.
46
http://www.sener.gob.mx/res/0/Programa%20Energias%20Renovables.pdf.
47
Comunicado por representante de la Secretaria de Energía de México.

46
nuevos desarrollos bajo el mecanismo de temporada abierta, mediante el cual se extienden las líneas de alta
tensión para así facilitar la instalación de proyectos de energías renovables en el territorio mexicano. Este
esquema busca identificar inversionistas potenciales en proyectos con renovables para reforzar la capacidad de
transmisión existente o construir infraestructura nueva de transmisión eléctrica. El anterior ejercicio de este
tipo, realizado en 2006, resultó en el desarrollo y modernización de infraestructura de transmisión para
albergar casi 2500 MW de proyectos eólicos en el Istmo de Tehuantepec48
. Dicho ejercicio fue posible gracias
al involucramiento de las entidades gubernamentales para la coordinación, la participación de la empresa
eléctrica estatal (CF) en la ejecución de las obras y el gran recurso eólico de la zona que permitió a los
desarrolladores de proyectos pagar la parte proporcional de dicha infraestructura que se estimó en casi 250
millones de dólares (sólo la transmisión y subestaciones).
El único incentivo fiscal vigente es la depreciación acelerada. Los demás apoyos, se plasman en los
mecanismos regulatorios y modelos de contratos que permiten hacer los proyectos con energías renovables
financiables. Los mecanismos de promoción y financiamiento de las energías renovables en México incluyen49
:
• Fondo para la transición energética y el aprovechamiento sustentable de la energía: fondo con
recursos anuales de 3 mil millones de pesos mexicanos con el objetivo de impulsar el sector
energético nacional a través de proyectos, programas y acciones encaminadas a conseguir una
mayor utilización y aprovechamiento de las fuentes de energía renovable y las tecnologías
limpias.
• Depreciación acelerada de activos fijos: permite depreciar el 100% de las inversiones “para
maquinaria y equipo para la generación de energía proveniente de fuentes renovables”
• Fondo sectorial de energía-sustentabilidad energética: fondo generado con un impuesto a los
hidrocarburos y destinado a “impulsar la investigación científica y tecnológica aplicada, así
como la adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico en materia de fuentes
renovables de energía, eficiencia energética, uso de tecnologías limpias, y diversificación de
fuentes primarias de energía”
• Mecanismos de apoyo para proyectos de energías renovables
• El banco estatal de México (NAFIN - encargado de apoyar a pequeñas, medianas y grandes
empresas del país a través de financiamiento, garantías, capacitación y asistencia técnica)
tiene establecidos mecanismos para el apoyo de proyectos en energías renovables a través de:
(i) Fondos: Recursos de Organismos Financieros Internacionales: Líneas multinacionales como
Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Banco Mundial, Banco Alemán de Desarrollo
KfW, Corporación de Financiación Internacional (IFC), que buscan proyectos piloto
escalables para transferencia tecnológica baja en carbono.
(ii) Toma de riesgo en igualdad de condiciones: financiamiento con deuda a proyectos de energía
renovable en construcción o en operación. El nivel de participación de NAFIN es hasta el
25% del total del financiamiento.
(iii)Emisión de capital y colocación de deuda: Según los montos de inversión y los niveles de
riesgo de los proyectos, se pueden obtener recursos en el mercado de valores emitiendo
deuda a largo plazo.
(iv) Nuevos esquemas de apoyo: esquemas (a evaluarse en cada caso) para apoyar en la liquidez
de los proyectos en caso de sustitución de Off-Taker o de falta de recursos derivado de una
caída en las tarifas
(v) Arancel “0”: Algunos de los insumos para el desarrollo de proyectos en energías renovables
(maquinaria, equipo, instrumentos, materiales) están exonerados del pago del impuesto
general de importación o de exportación

48
Ídem.
49
Ídem.

47
Hasta agosto de 2011, la CRE ha otorgado un total de 117 permisos de renovables con una capacidad
de 3645.1 MW, de los cuales 1121.4 MW ya están operando50
.
• Existe un marco legal específico para el fomento de las energías renovables desde el 2008.
• La venta de energía se hace mediante licitaciones competitivas y a precios nivelados
• El gobierno invierte en la expansión de la red de distribución eléctrica para facilitar el
desarrollo de de proyectos renovables a lo largo del territorio mexicano.
• Existen incentivos fiscales (depreciación acelerada), impositivos, regulatorios y modelos de
contratos para promover los proyectos con energías renovables.
• El Banco estatal de México (NAFIN) desarrollo mecanismos para apoyar proyectos con
energías renovables que incluyen, entre otros, fondos para proyectos pilotos y toma de riesgo
de la inversión.
• Se creó un fondo para la investigación y promoción.
• Existen 1121.4 MW de potencia instalada de fuentes renovables.
e) Decreto Legislativo 1002 – Perú
En el Perú, el uso de los recursos energéticos renovables se fomentan a través de un marco normativo
especial conformado por el Decreto Legislativo 1002 del 2008, que tiene como objetivo de promover el uso de los
Recursos Energéticos Renovables (RER) mediante la promoción de la inversión para la generación eléctrica, y el
Decreto Supremo N° 050-2008-EM que Reglamenta la Generación de Electricidad con Energías Renovables51
.
A través de este marco normativo, el estado Peruano, mediante el Ministerio de Energía y Minas,
determina un monto definido de energía a ser generado por RER, sin incluir hidroeléctricas. Este monto puede
alcanzar un máximo de 5% de la producción total de electricidad en cada uno de los años del primer quinquenio.
Para cubrir el porcentaje de generación eléctrica a través de fuentes renovables, el monto de energía
determinado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), dependiente
del Ministerio de Energía y Minas, realiza una licitación invitando empresas interesadas a ofertar una cantidad
de energía eléctrica y el costo de la misma, dando un tope máximo de generación y costo por unidad de energía
producida (este último no publicado) para cada tecnología – solar, eólica, geotérmica, etc.
Por su parte, el gobierno da al oferente un “ingreso garantizado” por la energía producida, por un
periodo de 20 años a través de contratos o PPAs. Estos generadores inyectan la energía eléctrica “verde” en el
sistema interconectado la cual es vendida en el mercado spot junto a la electricidad de otras fuentes. Al
finalizar el año se realiza un balance entre los ingresos que tuvo el generador a través del mercado eléctrico y
lo ofertado por este en la licitación. Si la diferencia es negativa, el gobierno compensa (con la llamada
“Prima”) al generador (ingreso garantizado) y si es positiva queda a favor del gobierno para la gestión del año
entrante. Cabe destacar que dicha “Prima” es trasladada al usuario a través del peaje de transmisión por lo que
el gobierno no subsidia este mecanismo. Como se mencionó en el párrafo anterior, al momento de la licitación,
los generadores ofertan un costo por unidad de energía generada el cual tiene un límite estipulado por el
gobierno (y no publicado en las licitaciones) para que de esta manera el impacto de la “Prima” sobre el usuario
sea contenido. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) está a cargo
de realizar las liquidaciones con los generadores52
.

50
Según la presentación “Regulación para atraer Inversión: Renovables en México” realizada por el Francisco Xavier Salazar
Diez de Sollano, Comisionado Presidente de la Comisión Reguladora de Energia (CRE) de México, durante el “Diálogo
Latinoamericano sobre el Financiamiento de Electricidad Baja en Carbono” Santiago (Chile), 22-23 agosto 2011.
51
OSINERGMIN (2010). “Boletín de comunicación de Julio 2010 (No3, año 14)”. Visto el 25 de Julio, 2011 en <http://www2.
osinerg.gob.pe/Publicaciones/pdf/Informativo/INFO-A14N03.pdf>.
52
Entrevista telefónica del 1 de Septiembre, 2011 con el Sr. Ricardo Vásquez de la Dirección General de Electricidad.

48
La inversión total a ser realizada por las empresas adjudicadas en el primer ejercicio de licitación es de
USD 812.56 millones divididos en hidráulica 270,38m, eólica 255,60m, biomasa 46,58m y solar 240m53
.
El gobierno destina fondos nacionales para la Electrificación Rural exclusivamente dejando en manos
del sector privado las demás inversiones en el sector. La Dirección General de Electrificación Rural, tiene a su
cargo algunos programas que incentivan las energías renovables como por ejemplo el programa Euro Solar54
financiado por la Comisión Europea cuyo objetivo es reducir la pobreza ofreciendo acceso a fuentes
renovables de energía eléctrica a 130 comunidades rurales aisladas y privadas de electricidad. Asimismo se
hace uso de las energías renovables como parte del programa de electrificación rural de zonas de difícil acceso.

Público Ministerio de Energía y Minas
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) a
cargo del proceso de licitación.
El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES)
a cargo de realizar las liquidaciones con los generadores.
• Existe un marco normativo específico para promover el uso de las energías renovables desde
el 2008.
• El gobierno da al oferente un “ingreso garantizado” por la energía producida durante un
periodo de 20 años a través de contratos o PPAs.
• Los costos adicionales (si existiesen) de la generación de electricidad con fuentes renovables
es trasladada al usuario a través del peaje de transmisión.
• En las licitaciones, el gobierno define un límite por unidad de energía generada para que de
esta manera el incremento del precio al usuario sea contenido.
• La primera licitación adjudico proyectos por un total de USD 812.56 millones.
• Existen algunos programas para incentivar energías renovables a través de fondos
internacionales.
f) Decretos “renovables” - Uruguay
En Agosto de 2008 el ejecutivo aprueba la nueva Política Energética 2030, que en 2010 se convierte
en política de estado al ser consensuada con los demás partidos políticos. Esta política tiene cuatro ejes:
Eje institucional
• El Poder Ejecutivo define y coordina las políticas energéticas, en un marco regulatorio estable
y transparente, con liderazgo de empresas públicas y participación privada regulada
Eje de la oferta
• Diversificación energética, reduciendo el peso del petróleo e incrementando la participación
de energías renovables, con incentivos pero sin subsidios, impulsando generación de
capacidades locales

53
Comunicado por el Ministerio de Energía y Minas.
54
http://www.programaeuro-solar.eu/home.php.

49
Eje de la demanda
• Eficiencia Energética en todos los sectores, para todos los energéticos y todas las ramas de la
actividad (transporte, construcción, industria) con énfasis en el cambio cultural
Eje social
• Acceso adecuado a la energía como un derecho humano (precio, calidad, seguridad) y un
instrumento para generar integración social
El Decreto Nº 77 de marzo del 2006, anterior a la política antes citada, constituyó la primer medida
concreta desarrollada a nivel local para el aporte de energía eólica, biomasa y mini-hidráulica a la matriz
eléctrica del país. Inicialmente se adjudicaron, a traves de un proceso licitatorio, un total de 20 MW de energía
eólica, 20 MW de biomasa y 20 MW de mini-hidro.
El desarrollo de las energías renovables impulsado por este decreto sirvió como aprendizaje, tanto para
el estado como para las empresas. Una conclusión relevante de este proceso fue la necesidad de adoptar
instrumentos específicos para cada fuente energética.
En el caso de la energía eólica, se realizo una subsecuente llamada a licitación. Es así que en el mes de
agosto de 2009 se aprueba el Decreto Nº 403 del Poder Ejecutivo que genera el marco para la incorporación de
300 MW de energía eólica al año 2015, y definiendo las condiciones para el primer tramo de la licitación por
150 MW adicionales (la demanda media anual de Uruguay se sitúa en 1.050 MW).
Como resultado de esta convocatoria se recibieron ofertas por 945,6 MW cuando estaban convocada la
contratación por 150 MW (aproximadamente en una relación 6:1), con declaraciones de porcentajes mínimos
de componentes nacional que igualaban o superaban el mínimo requerido para la presentación de las ofertas.
Los precios de las adjudicaciones para esta primera instancia se ubicaron en el rango de los 80-85 USD/MWh.
A la convocatoria surgida del Decreto 403/009 le siguió otra con similares características que desencadenó
el Decreto 159/011. En los aspectos centrales que nos ocupan en el presente informe, esta licitación no difirió de la
previa y la apertura de la misma generó el precio más bajo para las Energías Renovables no Convencionales hasta el
momento. La recepción de ofertas se ubicó en 1047 MW para una convocatoria por 150 MW (con una relación de
aproximadamente 7:1), a la vez que los precios ofertados alcanzaron los 62 USD/MWh.
Para el caso de la biomasa, en 2010 se aprobó el Decreto 367/010: Incorporación de Energía eléctrica
a partir de Biomasa, que establecía una “feed-in-tariff” (contratos a largo plazo a los productores de energía
renovable basándose, por lo general, en el costo de generación de cada tecnología) sin subsidio. El Precio a
pagar por la energía y potencia bajo esta modalidad de contrato se regía por los siguientes valores (revisados
ligeramente al alza para el caso de ofertas que superasen el 50% de componente nacional): i) Precio de la
Energía No Sujeta a Despacho: 92,00 USD/MWh ii) Precio de la Potencia Disponible Convocable: 48,00
USD/MW-h iii) Precio Máximo de la Energía Convocada: 59,00 USD/MWh
g) PROURE – Colombia
En Colombia las energías renovables no convencionales han tenido un desarrollo limitado,
principalmente por la gran disponibilidad de recursos hidráulicos y de combustibles fósiles en el país. No hay
apoyos decididos al desarrollo de estas energías a través de subsidios ni garantías, pero sí que existen algunos
programas puntuales de los que se han beneficiado algunos proyectos.
La pequeña hidroeléctrica, definida como centrales con menos de 10Mw de potencia, es la que más se
ha desarrollado (hay 169Mw de capacidad instalados). Aunque no haya apoyos directos para estos proyectos,
estas centrales tienen preferencia para entrar en el despacho de electricidad.
En el caso de la eólica, se construyó solamente un parque de 20Mw de capacidad. Este proyecto, que entró
en funcionamiento en 2004 se benefició de la cooperación bilateral alemana (GTZ) y del fondo de innovación y
desarrollo de Gobierno colombiano (Colciencias) por tratarse de una innovación tecnológica en el país. De hecho, el
proyecto fue implementado por la empresa EPM como una iniciativa exploratoria, no ha tenido seguimiento.

50
El Plan Nacional de Desarrollo indica un apoyo a las energías renovables, que está aún por
concretarse: “La diversificación de la matriz energética a través de energías alternativas, se concebirá como un
proceso de conocimiento, aprendizaje e innovación en el uso de tecnologías limpias, a partir de las distintas
potencialidades de cada región” (PND 2010 - 2014)
El Ministerio de Minas y Energía publicó la resolución 180919 del 1 de junio de 2010, donde se
adopta el Plan de Acción Indicativo 2010-2015 para desarrollar el “Programa de Uso Racional y Eficiente de la
Energía y demás Formas de Energía No Convencionales”, PROURE.
Entre varias metas sobre ahorro energético y uso eficiente de los recursos, el artículo 7º de esta
resolución establece unas metas de generación eléctrica con Fuentes No Convencionales de Energía, que son
del 3,5% para el año 2015 y del 6,5% para el año 2020. De momento estas metas son solo indicativas y no de
cumplimiento obligado.
B. Ejemplos de proyectos PPPs en energías renovables en la Región
Los ejemplos que se presentan a continuación emanan de iniciativas ajenas a los programas de fomento arriba
estudiados. Estos responden a iniciativas concretas promovidas de manera conjunta por los gobiernos y las
empresas( esquemas tipo PPP), en algunos casos con el apoyo de organismos internacionales.
a) Empresa Nacional de Geotermia - Chile
La Ley de Concesiones de Energía Geotérmica en Chile N° 19.657 promulgada el 7 de enero de 2000,
permite la participación de ENAP (Empresa Nacional de Petróleo, propiedad del Estado) en esta industria, pudiendo
formar parte de sociedades destinadas al desarrollo de este negocio con una participación que sea inferior al 50%.
Al amparo de este mecanismo legal, en abril de 2005 ENAP concretó la alianza estratégica con la
compañía italiana Ente Nazionale per l'Energia Elettrica (ENEL) para el desarrollo de proyectos de
exploración y producción de energía geotérmica en Chile. La operación se materializó mediante la adquisición
por parte de ENEL del 51% de la participación accionaria en Empresa Nacional de Geotermia S.A. (ENG),
sociedad en la que ENAP posee el 49% restante.
En marzo de 2006, esta alianza estratégica se amplió con la adquisición por parte de ENEL del 51% de
las acciones de la sociedad Geotérmica del Norte S.A. (GDN); el 49% restante de las acciones quedó en
manos de ENAP y CODELCO con el 44% y 5% respectivamente.
Entre 2006 y 2009, ENG y GDN se dedicaron principalmente a participar en las licitaciones de
concesiones de exploración y explotación geotérmica y realizar estudios de reconocimiento y pre-factibilidad
en las áreas de interés. Las actividades ligadas a la obtención de concesiones y la realización de los estudios
mencionados, representaron un importante esfuerzo de las empresas involucradas, tanto en términos de
recursos humanos cómo financieros (estimables en numerosas decenas de millones de dólares
estadounidenses). Los resultados de los estudios de terreno destacaron – entre otras zonas - el elevado
potencial geotérmico de la zona del Tatio, al norte del Desierto de Atacama, sector en donde comenzaron
trabajos de mayor detalle técnico y científico, tanto superficiales como de profundidad.
En septiembre 2009, la empresa Geotérmica del Norte fue cuestionada por una fuga que se produjo en uno
de los pozos de exploración que mantenía en las cercanías del parque nacional de los géiseres del Tatio, y que
generó fumarolas de más de 60 metros. Los trabajos de exploración fueron rechazados por la comunidad y las
autoridades de la zona, los que acusaron daño ambiental y al patrimonio turístico. Dichos eventos instaron a GdN a
interrumpir las actividades de exploración en la zona y a buscar un área de menor impacto turístico/ambiental.
En Mayo 2011, el mismo Gerente General de ENAP anunció le decisión de comenzar el proceso de
venta del 49% de la Empresa Nacional de Geotermia (ENG) y el 44% de Geotérmica del Norte (GDN),
abandonando así el negocio de la geotermia. El alto ejecutivo también informó que la venta iba a ser realizada
por medio del banco de inversiones BNP Paribas, previendo que el proceso estaría finalizado en 6 meses.

51
No obstante estas declaraciones, en el mismo mes de Mayo 2011 los máximos ejecutivos de
Geotérmica del Norte informaron el comienzo de los trámites ambientales para la instalación de una planta
geotérmica a unos 200 kilómetros al norte de la discutida zona de El Tatio.
Se trata de la iniciativa "Cerro Pabellón", ubicada en el sector de Pampa Apacheta, en la comuna de
Ollagüe (II Región), cuya inversión es estimada en US$ 180 millones, de acuerdo con lo consignado en el
Estudio de Impacto Ambiental (EIA) presentado por GDN. El proyecto considera una capacidad para producir
50 MW de energía que será inyectada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a través de un
sistema de transmisión de 220 kV. Además de las instalaciones de generación, el proyecto contempla la
habilitación de 11 plataformas de perforación para pozos de producción y pozos de reinyección, así como una
red de tuberías, red de caminos internos y obras auxiliares.
La planta geotérmica, además de aportar a la diversificación energética del país y en particular de la
Región de Antofagasta, sería la primera planta de 50 MW de Sudamérica, haciendo de esta Región una
plataforma para el desarrollo de esta energía limpia, permanente y renovable.
En las próximas etapas (año 2012) se deberán realizar los análisis de datos de composición del fluido y del
reservorio de los campos perforados, además de la perforación de pozos adicionales tanto para producción como
para reinyección de los fluidos geotérmicos, para la posterior construcción de la planta (año 2013), operación y
comercialización de la energía producida. Se espera que la planta comience a operar en el primer trimestre de 2014.
Sobre la base de estos concretos avances, ENAP está re-evaluando la decisión de salir de GDN y, por
tanto, del negocio de la geotermia; en caso de confirmar su continuidad, el Estado de Chile mantendría su
presencia estratégica en el desarrollo de un importante recurso energético para el país, al tiempo que podría
eficazmente recuperar las inversiones realizadas - con dinero fiscal - en las actividades de riesgo ligadas a la
exploración geotérmica.
b) Proyecto eólico en las Islas Galápagos - Ecuador
A través del financiamiento de empresas del E8 (Organización que agrupa a las compañías eléctricas
más grandes del mundo), del Fondo de las Naciones Unidas (UNF) y del Gobierno de Ecuador, se construyó
un parque eólico en la isla San Cristóbal, la más poblada del archipiélago de las Galápagos, Ecuador.
La intención del proyecto es reducir la cantidad de diesel como combustible que se usa actualmente en
la generación de electricidad, y para promover la introducción de energía renovable en las Islas Galápagos y
así reducir los riesgos ambientales del movimiento de combustible diesel, y reducir los costos de generación
eléctrica, fuertemente subsidiados por el estado nacional.
La implementación del proyecto se inició en el 2005 con la creación de la Corporación San Cristóbal
S.A. EOLICSA, a través de un Fideicomiso Mercantil creado por las empresas del E8 y la Empresa Eléctrica
Provincial Galápagos (Elecgalápagos S.A.), subsidiaria del gobierno nacional para la provisión del servicio
eléctrico en las islas del archipiélago.
Fondos Pichincha, una empresa Ecuatoriana especializada en la administración de fondos de inversión
y negocios, actúa como Administrador del Fideicomiso Mercantil, mientras que la empresa Industry and
Energy Associates de Estados Unidos actúa como Director del Proyecto.
La tarifa fijada de le electricidad producida por el parque Eólico San Cristóbal es de USD
0.1282/kWh. Dicha tarifa está garantizada por un periodo de 12 años a través de un contrato firmado entre
Elecgalápagos S.A. y EOLICSA, de acuerdo a la regulación 004/04 (“Precios de la Energía producida con
Recursos Energéticos Renovables no Convencionales”) del Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC.
Este pago es menor al del precio pagado por la generación a través de combustible diesel (USD 0.16/kWh) que
recibía un subsidio del gobierno ecuatoriano reduciendo así el costo del diesel a USD 0.91/galón.
El financiamiento del proyecto fue mixto e incluyó capitales privados y públicos como se indica en el
Cuadro 14. El costo estimado del proyecto fue de USD 11,250,000.

52
CUADRO 14
FINANCIAMIENTO APROXIMADO DEL PROYECTO EÓLICO
SAN CRISTÓBAL - GALÁPAGOS, ECUADOR
Fuente de financiamiento Monto (USD)
Donación de los miembros del E8 6 800 000
Donación del Fondo de las Naciones Unidas (UNF) 1 000 000
Subsidio de capital provisto por el Gobierno Ecuatoriano 3 200 000
Impuesto a la renta 2004 por intermedio del Gobierno Municipal de San Cristóbal 250 000
TOTAL 11 250 000
Fuente: EOLICSA.
Debido a su pequeña escala y la complejidad logística a causa de la ubicación geográfica, el costo del
parque eólico fue relativamente elevado (aproximadamente USD 4,100/kW), comparado con emprendimientos
de mayor envergadura en el continente. Esto fue anticipado por lo que la ejecución del proyecto no tuvo
mayores complicaciones.
c) Consorcios CORFO para investigación y desarrollo de biocombustibles - Chile
La Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), creada en 1939, es el organismo del Estado
chileno encargado de impulsar la actividad productiva nacional, ejecutando las políticas gubernamentales en el
ámbito del emprendimiento y la innovación. Los servicios principales de CORFO incluyen i) financiamiento
especializado (recursos no reembolsables), ii) asesoría experta en todo el ciclo de innovación, y iii) desarrollo
de redes de ayuda para innovar.
La Gerencia de Emprendimiento e Innovación de CORFO tiene a su cargo la Dirección Ejecutiva del
Comité InnovaChile, cuyos objetivos incluyen: promover los valores del emprendimiento y la innovación, apoyar el
desarrollo de negocios que generen un alto impacto económico y social, así como facilitar el acceso a herramientas
para que en Chile se conozcan y adopten buenas prácticas de innovación en empresas y organizaciones.
InnovaChile y la Comisión Nacional de Energía realizaron un concurso de licitación para la creación
de consorcios tecnológicos empresariales con el fin de investigar y desarrollar biocombustibles de segunda
generación, a base de algas. Los consorcios Desert Bionergy, AlgaFuels y BAL Biofuels S.A fueron los
ganadores de dicho concurso. Con una inversión total de USD 31.6 millones, compuesta por aportes del estado
Chileno e inversiones de las empresas privadas participes, dichos consorcios trabajan, desde el 2010, en la
producción de biocombustible a base de algas y la creación de un modelo energético sostenible para fortalecer
las capacidades y competencias científicas y tecnológicas del país. El Cuadro 15 muestra los consorcios
formados, sus integrantes y los aportes de capitales correspondientes.
d) Proyecto fotovoltaico en el estadio de Bahía - Brasil
El proyecto prevé la instalación de un generador solar fotovoltaico de 400 kW (pico), que será instalado
al tejado del estadio de futbol de la ciudad de Salvador de Bahía y unido a la red eléctrica del Estado de Bahía.
Para el sector energético brasilero, este proyecto tiene no sólo gran valor científico y tecnológico, sino
también relevantes impactos económicos y sociales. De hecho el uso de sistemas fotovoltaicos directamente
conectados a la red no está desarrollado en Brasil y ofrece oportunidades de replicabilidad.

53
CUADRO 15
CONSORCIOS FORMADOS PARA EL DESARROLLO DE BIO-COMBUSTIBLES
CON PARTICIPACIÓN PÚBLICA Y PRIVADA
Nombre del
proyecto
Descripción Desarrollador Co-desarrolladores
Aporte Innova
Chile
Aporte
Consorcio
Desert Bioneregy
S.A.
Consorcio para la
investigación y
desarrollo de la
industria del
combustible a partir de
microalgas
Universidad de
Antofagasta
Universidad de la frontera
Electroandina S.A.
Prodalmar Ltda.
Molinera Gorbea Ltda.
Cicitem
Copec S.A.
$2.49 millones $3.56
millones
Algaefuels S.A. Consorcio tecnológico
empresarial de
biocombustibles a
partir de microalgas en
las regiones del norte
de chile
Bioscan S.A. Edelnor S.A.
Copec S.A.
Rentapack
PUC
millones
Balfuels S.A. Consorcio
biotecnológico de
investigación y
desarrollo para la
producción de
biocombustible a partir
del alga macrocystis
pyrifera
Bal Chile S.A. Bioarquitecture Lab Inc.
(USA)
ENAP Refinerías S.A.
Universidad de los lagos
AVS Chile S.A.
Pontificia Universidad
Católica de Chile
Universidad Católica del
Norte
Walbusch S.A.
Sociedad las Vegas del Mar
Ltda.
Nofima Marin AS
Pesquera San José S.A.
millones
Fuente: CORFO.
Las estructura de la PPP de este proyecto es la siguiente: Sector Público - Eletrobrás, Gobierno del
Estado Bahía, Universidade Federal de Santa Catarina/UFSC. Sector Privado - Coelba (Compania de
Electricidad del Estado de Bahia) / Neoenergia (una de las mayores empresas del sector eléctrico Brasilero que
actúa en toda la cadena de producción de energía eléctrica), GIZ /Alemania, Instituto Ideal.
En esta sociedad Coelba, el Estado Bahía y GIZ son responsable de la financiación, según el esquema
siguiente: Coelba (el 66 %), Estado da Bahía (el 32 %), GIZ (el 2 %), por una inversión total del R$ 5.557.510,70.
Coelba invertirá capital fresco ligado a la regulación ANEEL para proyectos de eficiencia energética en el desarrollo
de proyecto, así como en la adquisición de sistema y la instalación. El Gobierno de Bahía invertirá dinero en el
refuerzo de la infraestructura del estadio, mientras que GIZ pagará por consultores y gastos de viaje.
LA PPP establecida para este proyecto, representa un interesante caso-piloto, ya que apunta a maximizar
las ventajas de la generación distribuida de sistemas solares fotovoltaicos integrados a edificios, en entornos
urbanos y en la cercanía del consumidor. Debido al alto perfil público del estadio, el proyecto ayudará a estimular
la conciencia pública local sobre la necesidad de ampliar el suministro de energía a través de fuentes renovables.
En términos más generales, este tipo de PPP pueden influir positivamente en el desarrollo a largo
plazo de políticas y regulaciones que permitan una integración efectiva de las renovables a la red, no sólo de
Brasil sino también de otros países de la Región.

54
e) Proyecto mini-hidráulico Wiwili – Nicaragua
El proyecto prevé la instalación de una planta de hidroelectricidad de 1.48 MW en el Municipio de
Wiwili, con extensión de la red distribución en la región norte de Nicaragua.
La estructura de la PPP de este proyecto es la siguiente: Sector Público - Compañía Municipal
EMEEAW y Ministerio de Energía y Minas. Sector Privado - e8 (Global Sustainable Electricity Partnership).
La política energética del país apoya el desarrollo de proyectos de energía renovable y pequeños
proyectos hidroeléctricos por medio de varios incentivos, como exenciones de impuestos durante la
construcción y los primeros años de operación, además de algunas subvenciones para la electrificación rural.
En consecuencia, la financiación del proyecto Wiwili se realizó por medio de una combinación de fondos
públicos (prestamos y subvenciones) en el marco del programa de electrificación nacional rural financiado por
el Banco Mundial, además de fondos del sector privado y una subvención del Banco Interamericano de
Desarrollo (BID). La participación de un grupo internacionalmente respetado de empresas (el e8) adentro de la
PPP, fue clave para convencer las organizaciones financieras de desarrollo como el Banco Mundial y el BID.
Este proyecto pone en evidencia la importancia de la subdivisión de roles y responsabilidades entre los
socios de una PPP: los privados pueden aportar el “know-how” y el financiamiento financiero, mientras que el
socio público puede contribuir tanto en su calidad de facilitador ante la sociedad (comunidades, autoridades
locales, etc.) como ofreciendo incentivos (exenciones fiscales y subvenciones) para apoyar el desarrollo local
de su población. También queda en evidencia que una definición más cuidadosa de los roles y
responsabilidades así como del compromiso a largo plazo de todos los socios de la PPP debe ser
oportunamente establecido y convenido antes de la puesta en marcha del proyecto.
f) Proyectos hidráulicos Figueropolis & Ludesa – Brazil
Se trata de dos pequeñas centrales hidroeléctricas en Figueirópolis (20-MW) y Ludesa (30-MW).
La estructura de las PPPs de este proyecto es la siguiente: Sector Público - Eletrobrás (la empresa
eléctrica más grande de la América Latina), que alcanza una propiedad del 52% de los dos proyectos aquí
mencionados. Sector Privado - Companhia Hidroelétria Figueirópolis S.A. , Ludesa Energética S.A.
Las políticas energéticas del Gobierno influenciaron de manera relevante la toma de decisiones
relativas a este proyecto, ya que las directrices y reglamentos vigentes tienen un impacto significativo sobre la
Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos energéticos que se desarrollan en el país, tanto de fuentes
convencionales como los renovables.
Los socios del proyecto usaron un esquema de financiación a largo plazo con el Banco Nacional de
Desarrollo de Brasil (BNDES). En el caso del proyecto de Figueirópolis, los socios de la PPP utilizaron - por
medio del Banco do Brasil - fondos provenientes del “Fundo Constitucional de Financiamento do Centro-
Oeste (FCO)”. El FCO es un instrumento importante, que apunta a estimular negocios adentro de la región
centro-oeste del país en la generación del desarrollo social y económico. Las PPPs de los dos proyectos
ofrecieron garantías a las entidades de financiación por medio de los acuerdo de compra de energía, operativos
bajo el esquema definido por el programa PROINFA del Gobierno brasileño.
De esta manera, se consolida la postura en base a la cual la inversión para este tipo de emprendimiento
depende fuertemente de la existencia de programas de incentivos (como el PROINFA), ya que permiten
establecer contratos a largo plazo y su consecuente y atractiva compensación financiera. También confirma
que sólo si este tipo de incentivos son conservados en el tiempo, entonces los proyectos pueden ser replicados.
C. Discusión
Los programas de fomento de energías renovables aquí estudiados demuestran un panorama relativamente
positivo ya que se ven acciones claras de parte de los países, y resultados hasta ahora prometedores.

55
Como mencionado anteriormente, el establecimiento de un marco legal claro, estable y transparente
parece ser una condición sine qua non para atraer capitales privados en la generación de energía a través de
fuentes renovables. Este punto en particular, al igual que el acceso a fuentes de financiamiento, fue varias
veces reiterado en charlas informales y algunas presentaciones de actores privados de energías renovables
durante el “Diálogo Latinoamericano sobre el Financiamiento de Electricidad Baja en Carbono” organizado
por e8 y CEPAL/Naciones y celebrado en Santiago de Chile del 22 al 23 de agosto de 2011.
La existencia de dichos marcos regulatorios es común para todos los casos estudiados. Si bien cada
marco regulatorio toman en cuenta la situación particular de cada país, estos tienen varios puntos en común,
sobre todo en su calidad de políticas gubernamentales que los hace más estables ante cambios de gobierno.
El alto costo de inversión y riesgos de este tipo de proyectos, resalta la necesidad de establecer
mecanismos de financiamiento y acuerdos por los cuales se pueda garantizar la compra de le energía por un
periodo prolongado y a un precio acordado. Con referencia a contratos por la energía generada (o PPA), la
mayoría de los programas estudiados muestran un esquema de este tipo, sobre todo el PROINFA, que es tal
vez el ejemplo más prominente por su mayor tiempo de existencia y magnitud alcanzada de inversiones.
Los programas estudiados están dando lugar a numerosos emprendimientos en energías renovables no
convencionales, incluyendo pequeñas centrales hidráulicas. Dichos emprendimientos pueden ser considerados
como PPP ya que los riesgos, y en algunos casos los costos, son asumidos entre el sector público (PPA y
disponibilidad de créditos en ciertos casos) y privado (inversión y operación del proyecto).
Nuevamente relacionado con el alto costo de inversión y riesgo de los proyectos en energías
renovables, el acceso al financiamiento es otro de los puntos críticos para el desarrollo de proyectos de este
tipo y bajo un marco como el de los programas aquí presentados. Los créditos puestos a disposición por el
Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) dentro del contexto PROINFA fueron importantes para favorecer la
participación privada. Sin embargo, los requisitos de garantías solicitados por dicho banco dejo a varias
empresas medianas y pequeñas sin posibilidad de participar de las licitaciones. Es por lo tanto importante tener
reglas de juego claras definiendo las restricciones que se imponen, los incentivos que se ofrecen, y mostrando
la sostenibilidad del proyecto a corto y largo plazo.
La transmisión de la energía generada por fuentes renovables es otro desafío importante en donde la
participación del estado puede jugar un rol determinante. El gobierno de México por ejemplo actúa sobre este
punto como mecanismo para fomentar el emplazamiento de proyectos con renovables. Además de reducir costos
de inversión ya de por si elevados en proyectos de renovables, la expansión de las redes de transmisión amplía las
áreas geográficas para el emplazamiento idóneo de proyectos renovables, haciéndolos así más atractivos para el
privado y posiblemente llegando a cubrir mayor cantidad de población, incluso aquella en zonas remotas.
Un punto importante a destacar es el énfasis que se le da a los programas para la inclusión de una
componente nacional en el desarrollo de proyectos. Asegurar la participación de proveedores y mano de obra
locales puede ayudar a promover el desarrollo de la competitividad de los precios, desarrollar capacidades y
conocimiento técnico local.
Los programas de fomento de proyectos con energías renovables deberían incluir una fuerte
componente en eficiencia energética, promoviendo y concientizando el uso racional de la energía a nivel
residencial, comercial e industrial.
El PROINFA de Brasil es aquel programa con mayor existencia y magnitud, mientras que los restantes
se encuentran en sus fases iniciales de implementación, aunque en muchos casos, ya se otorgaron las
concesiones a empresas para que inicien la instalación de las centrales a base de energías renovables.
Queda en evidencia que la respuesta del sector privado a los incentivos/participación de los gobiernos
es positiva. De la misma forma, resalta la importancia de honrar los contratos firmados y darle continuidad a
los programas y políticas especificas establecidas para generar un contexto de confianza y mutuo beneficio
para el sector público y privado. La credibilidad del gobierno y la transparencia de los procesos parecen ser
esenciales para el éxito de este tipo de programas.

56
D. Obstáculos existentes al desarrollo de proyectos de energía
renovable a través PPP
Como se puede apreciar en las secciones anteriores, América Latina y el Caribe han recientemente iniciado un
significante proceso de fomento de las energías renovables a través del establecimiento de marcos normativos
y condiciones favorables para proyectos con dichas tecnologías. Esto demuestra que hay un interés concreto
por estas energías en vistas a expectativas de crecimiento económico favorable que llevan indefectiblemente a
un incremento en la demanda energética.
El estado juega un rol determinante en los programas en funcionamiento al igual que el sector privado,
que en la mayoría de los casos está encargado de realizar la inversión, construcción, mantenimiento y
explotación de la infraestructura. Estos programas y procesos requieren aun mejoras pero muestran claramente
la necesidad de la participación del sector público y privado.
El Fondo Multilateral de Inversiones (Miembro del Grupo BID) comisionó a Economist Intelligence
Unit a realizar una “Evaluación del entorno para las asociaciones público-privadas en América Latina y el
Caribe”55
. Basándose en diferentes variantes, dicho estudio realizó un índice (de 0 a 100) calificando el
entorno para PPP en algunos de los países de América Latina y el Caribe. Cabe aclarar que este estudio enfoca
las PPP en general y no específicamente para el caso de las energías renovables. El Cuadro 16 presenta los
valores dados a los países incluidos en el estudio, según las categorías estudiadas.
CUADRO 16
VALORIZACIÓN DEL ENTORNO PARA LAS PPP EN ALGUNOS PAÍSES
DE AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE. VALORES DE 0 (PEOR) A 100 (MEJOR)
País
Marco
normativo
Marco
institucional
Madurez
operativa
Clima de
inversión
Facilidades
financieras
Factor de ajuste
sub-nacional
Ranking
general
No.
Argentina 21,9 33,3 16,7 19,0 33,3 50 27,5 12
Brasil 71,9 75,0 87,5 58,8 72,2 75 73,2 2
Chile 84,4 75,0 72,2 85,4 97,2 50 79,3 1
Colombia 50,0 50,0 46,7 72,4 55,6 50 53,7 5
Costa Rica 34,4 25,0 42,1 40,7 41,7 0 32,3 9
Ecuador 6,3 0,0 33,0 17,9 16,7 25 14,2 18
El Salvador 28,1 33,3 25,1 40,3 47,2 0 30,6 10
Guatemala 53,1 50,0 35,4 52,9 22,2 25 42,4 6
Honduras 15,6 33,3 35,1 47,1 11,1 0 24,6 14
Jamaica 25,0 25,0 25,3 35,9 16,7 25 25,4 13
México 56,3 58,3 54,0 56,1 72,2 50 58,1 4
Nicaragua 21,9 25,0 13,1 15,6 8,3 0 16,0 17
Panamá 37,5 25,0 13,1 58,1 63,9 0 34,6 7
Paraguay 25,0 25,0 15,6 31,4 25,0 25 24,5 15
Perú 75,0 75,0 53,6 75,2 61,1 50 67,2 3
República
Dominicana
21,9 8,3 14,0 49,1 30,6 25 23,7 16
Trinidad y
Tobago
25,0 25,0 9,5 39,9 58,3 25 29,9 11
Uruguay 34,4 33,3 19,3 43,7 30,6 25 31,8 9
Venezuela 0,0 0,0 0,6 10,5 16,7 0 4,2 19
Promedio
por variante
36.2 35.5 32.2 44.7 41.1 26.3
Fuente: elaboración propia a partir de los resultados del estudio “Infrascope 2010 - Evaluando el entorno para las asociaciones
público-privadas en América Latina y el Caribe” realizado por Economist Intelligence Unit para el Fondo Multilateral de
Inversiones (OMIN) del Grupo BID.

55
El documento se puede descargar en: http://idbdocs.iadb.org/wsdocs/getdocument.aspx?docnum=35434944.

57
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,
,
,
,
El Cuadro 16 muestra los promedios más altos (lo que indica una situación favorable) para “Clima de
inversión” y “Facilidades financieras” y puntajes más bajos para el resto de las variantes, en particular “Factor
de ajuste sub-nacional”.
En cuanto al clima de inversión, el informe del Fondo Multilateral de Inversiones indica que en la mayoría
de los países de la región existen interferencias políticas para el desarrollo de esquemas PPP. Chile, Colombia y
Perú presentan una mayor voluntad y consenso político para las PPP en la mayoría de los sectores productivos,
como así también estrategias e iniciativas para incrementar el número de proyectos PPP para la infraestructura.
Brasil, México y la mayoría de los países centro americanos cuentan con estrategias políticas y
actitudes favorables para las PPP, aunque resalta la lentitud en algunos procesos de la implementación de
proyectos. Cabe destacar que si bien existen riesgos de incumplimiento de contratos PPP y/o concesiones,
varios países de la región han mejorado su estabilidad política mejorando así el clima de inversiones.
Por otro lado, y con referencia a las facilidades financieras, dicho informe indica que las subvenciones
existentes en el sector eléctrico se enfocan más que nada al usuario final y no tanto así en el generador. Con el
estudio de casos anterior, se puede ver que en el ámbito de energías renovables, esto no es así ya que las
condiciones favorables son dadas a los generadores o realizadores del proyecto traspasando, en muchos casos,
el costo adicional al consumidor final.
E. Mejores prácticas
El uso de las energías renovables no convencionales en América Latina ha visto un incremento importante
(15%) en los últimos 4 años, como se puede ver en el Gráfico 14. Este incremento coincide con la creación de
programas de promoción de energías renovables no convencionales en la región que, en algunos casos,
empezaron a implementarse ya desde el 2003 y que lograron o están logrando algún grado de éxito.
Si bien cada país debe adaptar sus programas de incentivos de energías renovables a su propia
realidad, las iniciativas actuales son experiencias muy importantes para el diseño y gestión de programas que
mejor se adapten a la región.
GRÁFICO 14
CANTIDAD DE ELECTRICIDAD GENERADA POR FUENTES RENOVABLES
NO CONVENCIONALES EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE (1990 – 2010)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2011.
Año
TWh

58
De manera más general, las recomendaciones de mejores prácticas en PPP propuestas en el ya citado
informe “Strengthening Public-Private Partnerships to Accelerate Global Electricity Technology Deployment”56
del e8 y la UN-Energy, son valiosas ya que emanan de una encuesta realizada por dichas instituciones entre
varios actores del sector público y privado con incumbencia en el sector eléctrico (recuadro 1).
RECUADRO 1
RECOMENDACIONES DE MEJORES PRÁCTICAS EN PPP PROPUESTAS EN EL INFORME
DEL E8 Y UN-ENERGY
Del 22 al 23 de Agosto de 2011, el E8 y la CEPAL realizaron el encuentro “Diálogo Latinoamericano
sobre el Financiamiento de Electricidad Baja en Carbono” en Santiago de Chile. Dicho evento dio lugar a que
empresas y representantes del sector público dialogaran sobre las maneras de favorecer estas tecnologías. Dos de los
requisitos más recurrentes por parte del sector privado fueron el acceso al financiamiento para la infraestructura y el
compromiso de las entidades públicas a través de un marco legal específico, transparente y constante en el tiempo.
A nivel de un marco legal especifico, parece ser que el sector público latinoamericano ha reaccionado
(y está reaccionando) correctamente en las direcciones identificadas en el estudio e8 y UN-Energy, ya que los
programas de incentivo de energías renovables expuestos anteriormente muestran un marco regulatorio
especifico. El hecho de que dichos marcos legales estén fundados en leyes, da la sensación de que fueron
creados con visión a futuro y voluntad de mantenerlos en el tiempo.

56
El documento se puede descargar en: http://www.globalelectricity.org/upload/File/Summit%20Meeting/NY%202011/e8-UN-
Energy%20Report%20-%20Strengthening%20PPP%20Recommendations.pdf.
Políticas que apoyen las PPPs:
• Establecer un plan nacional de desarrollo energético formal amparado por un marco legislativo sólido
con metas para PPPs claramente identificadas y definidas. Estas políticas ayudan a fomentar las
inversiones, establecer marcos regulatorios y legales estables, y proveer incentivos y financiamiento
para estas tecnologías.
• Proveer garantías de recuperación del capital invertido a través de planes nacionales de energía
respaldados por una legislación y reglamentación comprometidas con la promoción de las tecnologías
renovables.
• Incluir en las políticas de PPP una componente para el financiamiento compartido de la investigación
y desarrollo de nuevas tecnologías renovables y/o partes de estas para complementar la cadena de
producción.
Definir las aplicaciones de las PPPs:
• Alcanzar comunidades remotas con servicio eléctrico para fomentar crecimiento económico y calidad
de vida.
• Optimizar el uso de las habilidades del sector privado para atraer financiamiento así como diseñar,
construir, mantener y operar las obras. Ampliar las posibilidades dadas al sector privado para el
financiamiento de proyectos en energías renovables.
• Establecer metas a largo plazo. Uno de los puntos fuertes del sector público es la capacidad de
desarrollar políticas a largo plazo y de bajo riesgo que puedan atraer inversores y desarrolladores a
invertir en proyectos en energías renovables.
• Mantener alianzas fuertes entre el público y privado a través de una comunicación efectiva, funciones
y responsabilidades bien definidas, y un compromiso continuo.
Financiamiento:
• Utilizar los PPAs con el sector privado para dar mayor certidumbre a las inversiones a largo plazo

59
,
,
,
,
,
,
,
,
En cuanto a la financiación, se destacan las facilidades dentro del programa PROINFA a través del
Banco de Desarrollo de Brasil, aunque los procesos pueden aun mejorarse. Es importante resaltar aquí que un
país con un PBI de más de USD 2 billones57
como Brasil, es efectivamente capaz de brindar este tipo de
financiamiento. De lo contrario, no parece ser este el caso de los demás programas, donde la financiación de la
infraestructura queda en manos de entidades privadas. En cuanto a la subvención de la electricidad “verde”
generada, cabe destacar que estas son competitivas en algunos países como Chile y Uruguay donde el costo de
la electricidad es elevado (ver Gráfico 15).
GRÁFICO 15
COSTO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALGUNOS PAÍSES DE AMÉRICA LATINA
SEGÚN EL SECTOR INDUSTRIAL, COMERCIAL Y RESIDENCIAL (2011)
Fuente: OSINERGMIN.
Considerando un costo de USD 0.20 por kWh58
de electricidad proveniente de fuentes renovables no
convencionales, podemos ver que un gran número de países de la región tienen ya precios por la electricidad
compatibles con fuentes renovables, particularmente para los sectores comerciales e industriales.
Los costos bajos de la electricidad en algunos países se deben, generalmente hablando, a subsidios
otorgados por el estado. La electricidad es usualmente percibida por la población como un bien público, por lo
que los impactos sociales de los programas de subsidio tienden a prevalecer sobre los parámetros de eficiencia
económica de los mismos59
.
Si bien estos subsidios representan una ayuda importante para los sectores más pobres de la población,
estos representan un costo público elevado, están sujetos a las variaciones de costos de combustibles y, muchas
veces, abarcan a sectores que no necesitan realmente de estos subsidios.
Recientemente en Argentina se inicio la reducción del subsidio por la electricidad a aquellos barrios de
mayor ingreso promedio de la Ciudad de Buenos Aires, incluyendo así también la posibilidad de renunciar
voluntariamente a dicho subsidio a través de un simple trámite por internet.

57
Banco Mundial. Visto el 30 de Agosto, 2011 de <http://data.worldbank.org/country/brazil>
58
Estimación de costo realizado por la Energy Information Administration (2009). Visto el 14 de Septiembre, 2011 de
http://www.eia.gov/oiaf/aeo/pdf/2016levelized_costs_aeo2010.pdf.
59
Pantanali, C y Benavides, J. (2006) “Subsidios Eléctricos en América Latina y el Caribe: Análisis Comparativo y
Recomendaciones de Política”. Banco Interamericano de Desarrollo. Washington D.C.
CentavosdeUSD/kWh

60
De mantenerse esta una política de reducción de subsidios, Argentina llegaría a precios de la electricidad
más cercanos a los valores promedio de la región. De esta manera, el interés y factibilidad de proyectos con
energías renovables podrían verse incrementados, debido justamente a precios mayores de la electricidad. Esto
tendría beneficio no sólo para los inversores privados, sino también para los gobiernos, que no tendrán que
hacerse cargo de los costos diferenciales entre fuentes de energía tradicionales y los costos de las renovables.

61
VI. Conclusiones
Visión General
• La región latinoamericana basa su producción de electricidad mayoritariamente en combustibles
fósiles que son causantes de emisiones de gases de efecto invernadero y en muchos casos no está
disponible localmente.
• Entre las fuentes de energía renovables resalta la hidroeléctrica (especialmente en Brasil),
mientras que las no convencionales ocupan aun hoy un lugar marginal en la matriz eléctrica de la
región.
• Un número significativo de países de la región tienen hoy precios de la electricidad compatibles
con los costos de generación de fuentes renovables, particularmente para los sectores comerciales
e industriales.
• El uso de las energías renovables no convencionales en América Latina ha visto un incremento
importante (15%) en los últimos 4 años.
Ambiental y social
• En América Latina y el Caribe, 70 millones de personas que no cuentan aun con servicio moderno
de electricidad.
• La capacidad de generar electricidad sin emitir emisiones de gases de efecto invernadero y la
posibilidad de su instalación descentralizada, hace que las energías renovables no convencionales
sean claves para cumplir con estrategias y políticas relacionadas con el cambio climático y el
acceso universal a la electricidad.
Barreras
• El elevado costo de inversión y mantenimiento, la complejidad en la construcción y retornos
económicos no siempre altos - que generalmente caracterizan los proyectos en energía renovable
- plantean un desafío importante para el desarrollo de estos proyectos y la penetración de dichas
tecnologías en la región.

62
Programas de Promoción
• Varios países de la región, particularmente en América del Sur, han puesto en marcha programas
para fomentar el uso de energías renovables no convencionales en la producción de electricidad.
Dichos programas tienen en común la participación del estado como regulador, promotor y en
algunos casos garante, y al sector privado como el realizador y operador de la obra.
• Estos países cuentan con un marco legal específico, un punto crítico para favorecer la
participación privada.
• Argentina, Brasil y Perú garantizan la compra de la energía renovable de fuentes no
convencionales a través de PPA con un plazo de 15 a 20 años.
Alianzas Publico-Privadas (PPP)
• Los proyectos que emanan de los programas de fomento de las energías renovables no
convencionales, incluyendo pequeñas centrales hidráulicas, pueden ser considerados como PPP ya
que los riesgos, y en algunos casos los costos, son asumidos entre el sector público (acuerdos de
compra de energía/PPA y disponibilidad de créditos en ciertos casos) y privado (inversión y
operación del proyecto).
• Las PPP pueden ser implementadas para diversos fines: investigación y desarrollo de tecnologías,
desarrollo de proyectos a gran escala, creación de empresas y pequeños productores entre otros.
• Los riesgos de las PPP están relacionados tanto con la estabilidad macro económica de un país y
de su marco legal general, como con la normatividad específica que regula este tipo de
asociaciones. Un aspecto importante de la negociación de una PPP es el grado en que estos
riesgos son transferidos del sector público al privado y a qué precio.
• El clima de inversión y las facilidades financieras son sin duda alguna factores favorables en la
región para la creación de PPP.
Inversiones
• Los programas existentes en la región para la promoción de las energías renovables no
convencionales atrajeron, en su conjunto, alrededor de USD 9000 millones en inversiones para
dichas tecnologías hasta la fecha. Cabe notar que aproximadamente USD 3840 millones han sido
ya invertidos, mientras que la cantidad restante se basa en contratos que deben aun iniciar la
construcción de la infraestructura y subsecuente operación de la misma.
• Dos aspectos cruciales para atraer inversiones privadas (locales o internacionales) son: i) el acceso
al financiamiento de los proyectos y de la infraestructura asociada, y ii) el compromiso y
credibilidad de las entidades públicas a través de un marco legal especifico, transparente y
constante en el tiempo.

63
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