Quispicanchi

QUISPICANCHIS
Capital: Urcos
Superficie: 7,565 km2
Población: 82,173 hab.
Densidad: 10.86 hab/km2
Alcalde: Graciano Mandura Crispin.
 Limita 
Norte: Paucartambo y Madre de Dios.
Este: Puno
Sur: Canchis y Acomayo
Oeste: Cusco y Paruro

División Política
Se divide en 12
distritos:
1. Andahuaylilla
s
2. Camanti
3. Ccarhuayo
4. Ccatca
5. Cusipata
6. Huaro
7. Lucre
8. Marcapata
9. Ocongate
10. Oropesa
11. Quiquijana
12. Urcos

LA PROVINCIA DE QUISPICANCHI EN EL
CONTEXTO
REGIONAL Y NACIONAL
 Estrategias para un desarrollo concertado provincial de lograr el
posicionamiento económico de Quispicanchi en la región,
donde requerimos definir una nueva visión territorial, que
mentalice nuevos corredores económicos en coordinación con
grupos empresariales que permitan mejorar la economía y
engarzarnos a la dinámica económica.
 QUISPICANCHI EN LA REGION
Tiene una superficie de 7,565 km2, integra dos regiones naturales
Sierra y Selva, por lo que se tiene un variado aspecto físico, con
irregular topografía determinada por la Cordillera Oriental,
majestuosos nevados que se elevan aisladamente; permitiendo
que el origen de los sectores competitivos de la provincia, se
encuentren precisamente en: su ubicación, su excelente clima y
sus fértiles tierras.

Desarrollo local sostenible Asumir el desafío de construir una institución municipal eficiente, así
como el de alcanzar la corresponsabilidad comunitaria real, y
convertirse en parte activa del proceso de descentralización del
Estado, implica cruzar el umbral del desafío mayor.
 El Desarrollo Local, un proceso participativo que genera y fortalece
las capacidades y amplía las oportunidades socio-económicas en
espacios determinados dentro del territorio, para mejorar la calidad
de vida de las presentes y futuras generaciones. Implica una
dinámica de concertación entre agentes que interactúan dentro de
los límites de un territorio determinado, con el propósito de asegurar
la gobernabilidad local.

 El desarrollo local exige, en consecuencia, municipalidades
democráticas, involucradas con visión integral en las
demandas y aspiraciones de la población, y comprometidas
en estructurar una gestión institucional efectiva, participativa
y transparente.
La promoción del desarrollo local, integra los esfuerzos de
actores y entidades capaces de apoyar la generación de
transformaciones en la vida local.

SECTORES DINAMICOS Y
POTENCIALIDADES
 Para alcanzar el objetivo de expandir mercados Quispicanchi cuenta
con infraestructura de rodamiento que en lo inmediato debe
modernizar y ampliar sus servicios con solvencia y capacidad de
acuerdo a estimados de demanda internacional

Oferta de Servicios Turísticos

 Baños Termales. En la ruta Urcos  Marcapata.
 Ocongate se ubican tres instalaciones destacando por ser
visitado por turistas extranjeros “Pacchanta” y ubicarse al pie
del nevado Ausangate otorgando satisfacción extra al turista.

VISION DE FUTURO
QUISPICANCHI AL 2018
Para alcanzar el desarrollo económico y social de la Provincia, se ha
podido identificar y construir participativamente la Visión de Futuro,
basada en programas que comprenden:
 Educación moderna e integral,
 Salud y seguridad social de calidad,
 Participación activa, responsable e inteligente de la sociedad con
valores fortalecidos,
 Adecuados servicios básicos, turísticos y de comunicación,
 Producción Agropecuaria tecnificada
 Agroindustria rural con creciente presencia en el mercado
 Producción y explotación minera tecnificada,
 Medio Ambiente saludable y gestión adecuada de los recursos
naturales en particular los recursos hídricos.
 Desarrollo Institucional

 Quispicanchi, provincia moderna y segura, con una población educada,
saludable, que participa activamente en la gestión del desarrollo local y
provincial y ha consolidado la recuperación de su identidad cultural; con
adecuados servicios básicos, turísticos y de comunicación.
 En las tres cuencas que comprende el territorio provincial las actividades
agrícola y pecuaria se vienen desarrollando con un alto nivel de
tecnificación que genera beneficios para los productores preservando la
calidad del medio ambiente. Como resultado del incremento de la
producción y productividad y adicionalmente de la identificación de
productos clave, la actividad de transformación agroindustrial cuenta con
un proceso de consolidación y se posiciona crecientemente en los
mercados terminales generando empleo para jóvenes

CONDICION DE VIDA EN LA
PROVINCIA DE QUISPICANCHIS

ZONAS DE VIDA
En la provincia es posible encontrar hasta 12 zonas de vida,
dos distritos se caracterizan por contar con la mayor
diversidad de zonas de vida: Camanti (con 8) y Marcapata
(con 6), su ubicación en ceja de selva les da esa condición.
Por otro lado, la zona de vida mas frecuente (en 10 de los 12
distritos) es la zona de Páramo muy húmedo sub andino sub
tropical; que se caracteriza por la presencia de praderas
semionduladas entre los 3700 y 3900 msnm cuyo potencial
es para el desarrollo ganadero.

ZONAS DE VIDA
Otra zona de vida frecuente que se distribuye entre 10
distritos de la provincia es la de bosque
húmedo montano subtropical, se ubica en las laderas donde
la vegetación arbórea constituida
por bosques (Queñua, Chachacomo), arbustos como Tarwi
silvestre, y grandes extensiones de
pastos naturales (festuca, stipa, calamagrostis, poa entre
otros); en esta zona se desarrolla la
agricultura andina de secano (producción de tubérculos),
destacan las zonas que bordean los
valles de Ccatcca y Ocongate.

ASPECTO SOCIAL
Pobreza
Según el Mapa de Pobreza (FONCODES) y el informe del PNUD;
Quispicanchi se encuentra en el grupo de provincias pobres; la
mitad de los distritos se encuentran en la condición de
muy pobres; específicamente: Cusipata, Quiquijana, Carhuayo,
Ocongate, Ccatca y Marcapata, se encuentran en situación de muy
pobres; mientras que la otra mitad califican como pobres: Camanti,
Lucre, Huaro, Oropesa, Andahuaylillas y Urcos.

NIVELES DE POBREZA EN LA
PROVINCIA

MAPA DE NIVELES DE POBREZA EN
LA PROVINCIA

EL ÍNDICE DE DESARROLLO HUMANO
(IDH)
en Quispicanchi es 0.5215, siendo este índice una medida
del desarrollo
humano, asimismo la Tasa de Alfabetismo es 77.07%, es
decir el 26.93% de la población de la
población de Quispicanchi, no sabe leer y escribir un párrafo
breve, la Esperanza de Vida promedio
es hasta los 67 años.

EDUCACIÓN
La oferta educativa de la provincia de Quispicanchi está
cubierto por el sector público y privado; el
sector público (el estado a través del Ministerio de Educación
cubre el 96% de los servicios) con 321
Instituciones Educativas, y el sector privado cubre el 4% de
los servicios, con 13 Instituciones
Educativas.

ANALFABETISMO
La provincia de Quispicanchi, es la quinta provincia con mayores
tasas de analfabetismo en el ámbito
regional; internamente los distritos con mayores tasas de
analfabetismo adulto son: Ccatca, Carhuayo,
Quiquijana, Ocongate y Cusipata con 35.2%, 34.2%, 33.3%, 29.1%
y 27.7% respectivamente. Mientras
los distritos con menores tasas de analfabetismo son: Oropesa y
Lucre con 11.9% y 14.2%
respectivamente.
La situación del analfabetismo, en la provincia de Quispicanchi,
como en el mayor numero de
provincias del Cusco, es muy preocupante, pues registra un 22.9%,
esta situación es aun mas critica,
en el área rural donde el 30.4% de la población total es analfabeta y
por último un 36.1% de mujeres
son analfabetas, esto es, en una población de 15 años a mas.

SALUD
La Dirección Regional de Salud Cusco, ejerce la autoridad
máxima en salud, en el ámbito de la Región
Cusco, sobre todas las personas jurídicas y naturales que
prestan atención de salud o cuyas
actividades afecten directa o indirectamente a la salud de la
población.
Para el mejor cumplimiento de sus funciones, la organización
territorial de la Dirección Regional de
Salud Cusco, considera 05 Redes de Servicio de Salud: Red
la Convención, Red Cusco Norte, Red
Cusco Sur (San Jeronimo, Ocongate y Urcos), Red Canas-
Canchis-Espinar, Red Kimbiri- Pichari y 36 microrredes.

DEMANDA Y ABASTECIMIENTO DE
ELECTRICIDAD EN EL PERU
SECTOR ELECTRICO EN EL PERU
DATOS
Cobertura eléctrica (junio2011) 88.8% (total), 61,2% (rural), (promedio total
en ALyC en 2007: 92%)
Capacidad instalada (2012) 7,62 GW
Porcentaje de energía fósil 52%
Porcentaje de energía renovable 48% (hidroeléctrica)
Emisiones de GEI de la generación
eléctrica (2003)
3,32 millones de Tm de CO2
Consumo medio de electricidad
(2006)
872 kWh per cápita
Pérdidas en distribución (2006) 6,3%
Pérdidas en transmisión (2006) 4,7%
Consumo residencial (% del total) 24%
Consumo industrial (% del total) 66%
Consumo comercial (% del total) 19%
Tarifa residencial media
(US$/kWh, 2006)
0,1046; (promedio en ALyC en 2005: 0,115)
Inversión anual en electricidad
(US$ en 2006)
484,6 millones (27% pública, 73% privada)

Instituciones
Sector desagregado Sí
Porcentaje del sector privado
en la generación
69%
Suministro competitivo a
grandes usuarios
Sí
Suministro competitivo a
usuarios residenciales
No
Cantidad de proveedores del
servicio
38 (generación), 6 (transmisión), 22 (distribución)
Regulador nacional de la
electricidad
Sí (DGE, Dirección General de Electricidad)
Responsable de la fijación de
políticas
DGE, Dirección General de Electricidad
Responsable de energía
renovable
Fondo Nacional del Ambiente (FONAM)
Responsable de medio
ambiente
Consejo Nacional del Ambiente (CONAM)
Ley del sector eléctrico Sí (1992, modificada en 1997)
Ley de energía renovable No
Operaciones MDL relativas al
sector eléctrico
7 proyectos MDL registrados; reducción anual de
emisiones de CO2e de 800.020 Tm

 El SEP. ha mejorado en los últimos 15 años. El acceso a la
electricidad ha crecido del 45% en 1990 al 88.8% en junio de 2011
.
 Esto gracias a las privatizaciones posteriores a las reformas
iniciadas en 1992. Al mismo tiempo, las tarifas de electricidad han
permanecido en consonancia con el promedio de América Latina.
 Sin embargo, aún quedan muchos retos. Los principales son el bajo
nivel de acceso en las áreas rurales y el potencial sin explotar de
algunas energías renovables, en concreto la energía
hidroeléctrica, la energía eólica y la energía solar.
 El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) abastece al
85% de la población conectada, con varios sistemas “aislados” que
cubren el resto del país. A pesar de que la inversión en generación,
transmisión y distribución en las áreas urbanas es principalmente
privada, los recursos para la electrificación rural provienen
únicamente de recursos públicos.

El (SEIN) abastece al 85% de la población conectada, con
varios sistemas “aislados” que cubren el resto del país. la
inversión en generación, transmisión y distribución en las
áreas urbanas es principalmente privada, los recursos para la
electrificación rural provienen únicamente de recursos
públicos.
CAPACIDAD INSTALADA
Está dividida entre las fuentes de energía térmica e
hidroeléctrica.
En 2006, el país tenía una capacidad instalada de 6,7 GW, de la
cual el 52% correspondía a la generación térmica y el 48% a la
hidroeléctrica, con un porcentaje infimo de otras fuentes de
energía renovable. De la capacidad total, el 84% (5,63 GW)
entra en el mercado eléctrico, mientras que el restante 16%
(1,03 GW) se genera para consumo propio.

DEMANDA
 En 2006, el consumo total de electricidad en el Perú era de 24 TWh, lo
que corresponde a 872 kWh per cápita al año. A continuación se
muestran los porcentajes de consumo para los diferentes sectores
económicos:
•Industrial: 66%
•Residencial: 24%
•Comercial: 19%
•Iluminación pública: 3%
PROYECCIONES DE DEMANDA Y SUMINISTRO
 El Ministerio de Energía y Minas estimó que la demanda de electricidad
aumentaría entre el 5,6% y el 7,4% al año entre 2007 y 2015.Se
esperaba que la demanda de electricidad per cápita alcance los 1.632
kWh en 2030.

ACCESO A LA ELECTRICIDAD
 En 2006, el 79% de la población de Perú tenía acceso a la
electricidad, un porcentaje inferior al 94,6 de promedio para la
región de ALyC Perú posee una de las tasas de electrificación
rural más bajas de América Latina.
 La cobertura en las áreas rurales es de aprox.el 30%, con más de
seis millones de personas sin acceso a la electricidad.
 En el (PNER) de 2004, el gobierno de Perú reiteró su compromiso
para reducir la diferencia en la electrificación, con el objetivo de
aumentar la cobertura rural del 30% al 75% en 2013.
CALIDAD DEL SERVICIO
FRECUENCIA Y DURACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES
 En 2005, la cantidad media de interrupciones por cliente fue de
14,5, mientras que la duración de las interrupciones por cliente
fue de 18,3 horas. Ambas cifras se aproximan mucho a los
promedios ponderados de 13 interrupciones y 14 horas para la
región de ALyC.

PÉRDIDAS EN DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN
 Las pérdidas en 2006 alcanzaron el 11% de la producción total. Las
pérdidas en distribución fueron del 6,3%, más bajas que el 22 % de la
década anterior y menor al 13,5% del promedio de ALyC. Se cree que las
pérdidas en transmisión para el mismo año llegarán al 4,7%.
RESPONSABILIDADES EN EL SECTOR ELÉCTRICO
POLÍTICA Y REGULACIÓN
 La (DGE), dependiente del (MEM), está a cargo del establecimiento de
políticas y regulaciones de electricidad y de otorgar concesiones. También
es la responsable de elaborar los planes de expansión de la generación y la
transmisión y tiene que aprobar los procedimientos pertinentes para el
funcionamiento del sistema eléctrico.
 En 2000, OSINERG se fusionó con la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE),
actualmente denominada Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART).
Juntos, están a cargo de fijar las tarifas de generación, transmisión y
distribución y las condiciones de ajuste de tarifa para los consumidores
finales. También determinan las tarifas del transporte y la distribución de
gas mediante gasoductos.
 En el caso rural, la (DGER) está a cargo del (PNER), que se enmarca en las
pautas de las políticas establecidas por el Ministerio de Energía y Minas. La
DGER está a cargo de la ejecución y coordinación de los proyectos en áreas
rurales y regiones de pobreza extrema.
 Finalmente, el (INDECOPI) se encarga de controlar el cumplimiento de la
Ley Antimonopolio y Antioligopolio de 1997.

GENERACIÓN
En 2006, 38 compañías generaban electricidad para el
mercado, mientras que 78 compañías producían electricidad
para uso propio. Entre las 38 compañías que suministraban
energía al mercado, cuatro representaban el 70% de la
capacidad total:
•EDEGEL S.A.A.: 1.574 MW
•Electroperú S.A. (ELP): 1.032 MW
•Energía del Sur S.A. (ENERSUR): 725 MW
•EGENOR: 522 MW
ELP domina la producción hidroeléctrica con el 32% del total,
mientras que EDEGEL lidera la generación térmica, también
con el 32% del total
Los porcentajes de producción son 40% y 60% para las
compañías estatales y privadas respectivamente

TRANSMISIÓN
 El 100% de las actividades en el Perú están en manos privadas. En
2006, había 6 compañías dedicadas exclusivamente a la transmisión que
participaban en la transmisión eléctrica en el Perú: Red de Energía del
Perú S.A. (REPSA), con el 28% de las líneas de transmisión, y Consorcio
Energético Huancavelica (CONENHUA), Consorcio Transmantaro S.A.
(S.A. Transmantaro), Eteselva S.R.L, Interconexión Eléctrica ISA Perú
(ISAPERU) y Red Eléctrica del Sur S.A. (REDESUR), con el 15% de las
líneas.
 Las empresas de generación y distribución y las que generan
electricidad para consumo propio operan el 57% restante de las líneas
de transmisión de energía.
DISTRIBUCIÓN
En 2006, el 63% de la electricidad se comercializaba a través de 22
empresas de distribución, mientras que el 37% restante se comercializaba
a través de empresas de generación. Las compañías que se distinguieron
por sus ventas a los consumidores finales fueron: Luz del Sur (21%),
Edelnor (21%), Enersur (9%), Edegel (8%), Electroperú(5%), Hidrandina
(4%), Termoselva (4%) y Electroandes (4%).

ENERGÍA HIDROELÉCTRICA
 Es el único recurso renovable explotado en el Perú.
 En 2006, correspondía al 48% de la capacidad instalada total y al 72% de la
electricidad generada.
 La instalación hidroeléctrica más grande del país es la del complejo del Mantaro de
900 MW, al sur de Perú, operada por la compañía estatal Electroperú.
 Las dos plantas hidroeléctricas del complejo generan más de un tercio del suministro
eléctrico total de Perú.
 En febrero de 2006, Egecen S.A. completó la construcción de la planta hidroeléctrica
Yuncán de 130-MW, ubicada al noreste de Lima. La planta será operada por EnerSur,
subsidiaria de Suez Energy International, con sede en Bruselas.

TARIFAS Y SUBSIDIOS
TARIFAS
 En 2006, la tarifa residencial media en el Perú era de 0,1046 US$ por kWh,
el promedio ponderado en ALyC en 2005 era 0,115 US$.
 En el mercado desregulado, la tarifa media para los consumidores finales
era de 0,0558 US$ por kWh para la electricidad suministrada directamente
por los generadores y de 0,0551 US$ por kWh para la electricidad
suministrada por las compañías de distribución
SUBSIDIOS
 En noviembre de 2001, la Ley Nº 275.010 creó el Fondo de Compensación
Social Eléctrica (FOSE). que beneficia a usuarios con un consumo mensual
por debajo de los 100 kWh . El descuento fijo se aplica a los consumidores
de entre 30 y 100 kWh y el descuento proporcional para consumos por
debajo de 30 kWh. El monto de los descuentos se financia con un recargo en
la tarifa que pagan los consumidores regulados con consumos mensuales
superiores a 100 kWh.
 El número de hogares que se benefician de este esquema es superior a 2,4
millones (de los 3,6 millones de hogares conectados a nivel nacional). En
julio de 2004, el FOSE fue ampliado para cubrir hasta el 50% de la factura
del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y el 62,5% de los
sistemas aislados para los usuarios con consumos menores a 30 kWh, a la
vez que incluía un enfoque especial por la ubicación geográfica (rural-
urbana).

INVERSIÓN POR SUBSECTOR
Subsector Compañías privadas Compañías públicas Total
Generación millones US$ 260,4 29,2 289,6
% participación 90% 10%
Transmisión millones US$ 16,5 16,5
Distribución millones US$ 73,5 66,5 140,1
Total millones US$ 350,5 95,7 446,2
Fuente: Ministerio de Energía y Minas 2007
Lainversióndelascompañíasprivadasharepuntadodespuésdealcanzarcifrasmuybajasen
2003 (120 millones US$, igual que la inversión pública para ese año) después de la caída
generalenlainversiónquesucedióapartirde1999.

REQUISITOS DE INVERSIÓN
 se estima que las necesidades de inversión total en generación eléctrica
y en la transmisión entre 2002 y 2030 sean de 16,2 a 20,7 millones US$.
FINANCIACIÓN
ELECTRIFICACIÓN RURAL
 El gobierno de Perú ha estado gastando en electrificación un promedio
de 40 a 50 millones US$ (últimos 10 años). Estas se realizaron a través
de fondos sociales (por ejemplo: FONCODES - Fondo Nacional de
Cooperación para el Desarrollo Social) y, en mayor medida, por la
Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP), una división del Ministerio de
Energía y Minas (MEM). La DEP, que actualmente está en proceso de
absorción por la Dirección General de Electrificación Rural (DGER), Una
vez concluidos, los sistemas eléctricos rurales son transferidos para su
operación a compañías estatales de distribución o a una compañía con
activos estatales creada especialmente, que gestiona los sistemas
regidos por contratos de operación con compañías estatales o
municipios.

RESUMEN DE LA PARTICIPACIÓN PRIVADA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
Actividad Participación privada (%)
Generación
69% de capacidad instalada, 60% de
producción
Transmisión 100%
Distribución
45% de clientes, 71% de electricidad
distribuida
Inversión Participación privada (%)
Generación (2005) 90%
Transmisión (2005) 100%
Distribución (2005) 52%
Electrificación rural 0%

ASISTENCIA EXTERNA
BANCO INTERAMERICANO DE DESARROLLO
El BID brinda asistencia técnica para un proyecto de
Servicios Sostenibles Usos de Energía en el Perú. Se
trata de un proyecto de 850.000 US$ de los cuales el
BID aporta 750.000 US$.
BANCO MUNDIAL
En la actualidad, el Banco Mundial financia un proyecto
de Electrificación Rural en el Perú. Se trata de un
proyecto de 5 años, de 145 millones US$ para el cual el
Banco Mundial contribuye con préstamos por valor de
50 millones US$ y el Fondo para el Medio Ambiente
Mundial (FMAM) con una donación de 10 millones US$.
Este proyecto aumenta el acceso a servicios eléctricos
eficientes y sostenibles y mejora la calidad de vida y de
oportunidades de generación de ingresos en áreas
rurales.

EN EL CASO DE LA HIDROELECTRICA
DE INAMBARI, LAS CONDICIONES
PARA EL DESARROLLO DE LA
HIDROELECTRICA
• Potencia Instalada De 2,200 (MW) Al Año, Es Decir, Un
Tercio De La Capacidad Total Instalada En El Perú
• Inversión De 4 Millones 312 Mil Dólares Para La Represa
Y 882 Millones Para La Línea De Transmisión Al Brasil.
• Constaría De Un Dique, En La Frontera Entre Puno,
Cusco Y Madre De Dios, De Concreto Y Piedras De 203
Metros De Altura, Donde Se Formaría Un Embalse Que
Inundaría Aproximadamente Un 378 Kilómetros
Cuadrados.
• Temores A Perjuicios Ambientales Por Ello Se Firmó Un
Documento Con Representantes Del Gobierno, En El Que Se
Comprometieron A No Ejecutar El Proyecto Hasta El 2020.

El plan considera la reubicación de poblados localizados en
la zona donde se construirá una represa.
El Congreso Nacional de Consejos Departamentales del CIP,
esta institución se pronunció contra la construcción de la
central hidroeléctrica del Inambari, por el impacto
negativo que representaba para el medioambiente.
al pasar por 65 kilómetros de la Carretera Interoceánica,
generaría que éstos se inunden e impacten negativamente
en el Parque Nacional Bahuaja Sonene.
Hasta el momento la Empresa de Generación Eléctrica
Amazonas Sur (EGASUR), a cargo de su implementación,
aún no presentó el estudio de impacto ambiental alguno, y
tampoco logró realizar talleres informativos, ni audiencia
públicas.
La firma brasileña busca que Electroperú facilite el proyecto
con permisos ambientales, sociales y licencias

OBJETIVOS DE LA CONSTRUCCION
DE LA HIDROELECTRICA INAMBARI
El objetivo es darle energía a un precio aceptable a toda la
población peruana por medio de la hidroelectricidad.
Inambari se ubicaría en los límites de las regiones de Madre
de Dios, Puno y Cusco, y poseerá el doble de la capacidad
actual de la hidroeléctrica del Mantaro, la mayor generadora
de electricidad en el Perú. Se busca con ello atender mejor
la demanda minera en el sur.
También, el gerente general de Electro Perú informó que se
busca ampliar la hidroeléctrica del Mantaro, que requiere una
inversión de US$ 1,200 millones, a través de asociaciones
público-privadas.
Actualmente, cerca del 50% de la energía eléctrica peruana
se realiza con el gas de Camisea, en la selva sur del país.

La central hidroeléctrica
se ubicará en los limites
de los departamentos de
Cusco, Madre de Dios y
Puno.
Estaría entre los mas
importantes a nivel
peruano y
latinoamericano, la
hidroeléctrica mas grande
del Perú a la fecha es el
Mantaro.
UBICACIÓN:

La represa proyectada se situaría aguas debajo de la
confluencia de los ríos Inambari y Araza, en las
últimas estribaciones de los Andes y antes de que
esos ríos entren a la llanura amazónica.
Unas 4,000 personas viven
en la zona de influencia del
proyecto, en su gran
mayoría colonos andinos
provenientes de Cusco y
Puno.
Las zonas de vida del
entorno son bosques
pluviales y subtropicales. La
zona es adyacente al Parque
Nacional Bahuaja ‐ Sonene,
uno de los “puntos calientes”
de biodiversidad más
importantes del mundo.

DESCRIPCION:
 La central hidroeléctrica del río Inambari (CHI) tendría
2,200 MW de potencia instalada y un costo de
aproximadamente 4,312 millones de dólares, a los
cuales habría que agregarle 882 millones para la
construcción de una línea de transmisión de 1157 km
de largo para exportar la energía y conectar con las
hidroeléctricas actualmente en construcción en el río
Madeira, en Brasil.
 El área de concesión temporal para el Proyecto de la
Central Hidroeléctrica Inambari, abarca una superficie
total de 1700.18 km2.
 Tendrá un área de inundación de mas de 46000
hectáreas, el embalse seria el segundo cuerpo de

 La construcción de la
línea de transmisión (LT)
del Inambari hasta Porto
Velho será
responsabilidad de las
compañías brasileñas. La
línea de transmisión para
conectar Inambari con el
Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional
será responsabilidad del
gobierno peruano.
 Esta línea de Transmisión
uniría las cinco centrales
propuestas en ríos
amazónicos peruanos.
Los costos de ambas
líneas de transmisión no
están considerados en
este estudio.

Altura máxima 220 m
Nivel coronación 546 m.s.n.m
Nivel Máximo de operación 540 m.s.n.m
Área del embalse (540 msnm) 410 km2
Volumen total del embalse 26,500 MMC
Desarrollo de la coronación 860 m
Ancho de la coronación 10.0 m
CARACTERISTICAS GENERALES:

La principal obra de ingeniería proyectada, es la
presa ubicada aguas arriba del Puente Inambari.

Involucra a:
• 28 localidades del
Distrito de Camanti,
Provincia de
Quispicanchi
Distrito de Ayapata y
San Gabán,
Provincia de
Carabaya
Distrito de
Huepetue, Provincia
del Manu y 2
localidades del
Distrito de Inambari,
Provincia de
Tambopata
AREA DE INFLUENCIA:

 De acuerdo a la información compartida en los talleres
informativos realizados por ECSA Ingenieros, la afectación
implica que algunos tramos de la carretera quedarían
sumergidos bajo el agua por efectos del embalse de la represa,
afectando directamente un total de 106.1 km de la carretera.
IMPACTO EN LA CARRETERA
INTEROCEANICA :

4. Metodología para el Análisis Costo Beneficio
Económico ‐ Financiero del Proyecto de Hidroeléctrica
del Inambari
4.1 Análisis financiero
Se hizo el análisis financiero desde el punto de
vista del inversionista, construyendo el flujo de caja y
estimando el Valor Actual Neto (VAN) para cuatro posibles
casos, definidos como A, B, C y D. En todos los
casos, el análisis financiero incluye el impuesto a la
renta y los costos del financiamiento y considera
precios de mercado. Los parámetros del flujo de caja
financiero también se utilizaron para calcular los ingresos
para el gobierno peruano y otras entidades peruanas:
los trabajadores de la empresa y las compañías de
servicios.

4.1.1 Casos considerados.
Para los cuatro casos se consideró un 20% de capital
proveniente de los inversionistas y 80% de financiamiento
bancario. Este financiamiento fue distribuido porcentualmente
entre el Banco Nacional de Desarrollo (BNDES) de Brasil y
bancos privados (30% y 70% respectivamente). En los casos
A, B y C se consideró un ingreso adicional a las ventas de
energía y potencia, proveniente del afianzamiento de las
hidroeléctricas del río Madeira . La tabla 2 resume la
descripción de cada uno de los casos.

Caso Mercado Parte de la generación
para cada país
Precio
$/MWh
Financiamiento
Banco líder Interés préstamo
A PE+BR Indiferenciado 70.00 BNDES y privados 8% y 11%
B PE
BR
24%
76%
56.00
51.96
BNDES y privados 8% y 11%
C PE
BR
48%
52%
56.00
51.96
BNDES y privados 8% y 11%
D* PE+BR Indiferenciado 70.00 No definido 11%

En este caso analizaremos sólo la rentabilidad de la hidroeléctrica
por sí misma, sin considerar las líneas de transmisión hacia los
mercados brasileño y peruano. La línea a Porto Velho, Brasil, será
una inversión aparte con sus propios ingresos, que no provendrán
sólo del transporte de la energía del Inambari sino también, en
algún momento, de las otras centrales planeadas en la
Amazonía peruana, y de la energía de Cachuela Esperanza en
Bolivia.

 Tabla 3. Inversión total y distribución de la inversión entre las economías
peruana y brasileña
Descripción de las Inversiones
Contrato EPC
Total Al Perú Al Brasil
106
USD
10 USD
6
10 USD
Servicios preliminares y auxiliares 183.7 128.6 55.1
Desvío del río 240.1 120.1 120.1
Presa de enrocamiento 709.9 425.9 284.0
Vertedero con compuertas 316.8 126.7 190.1
Circuito de generación 190.6 76.2 114.4
Casa de máquinas y canal de fuga 197.7 118.6 79.1
Túnel caudal ecológico 22.6 15.8 6.8
Otros costos 200.8 140.6 60.2
Equipos electromecánicos 1,023.1 102.3 920.8
Ingeniería 127.3 12.7 114.5
Contingencias del contrato EPC 206.5 103.2 103.2
Programas socio-ambientales 253.5 228.2 25.4
Estudio de factibilidad 15.8 1.6 14.2
Reubicación de carreteras y líneas de transmisión 408.8 204.4 204.4
Administración del propietario 144.2 28.8 115.3
Contingencia del propietario 70.4 14.1 56.3
Inversión total hidroeléctrica 4,311.7 1,847.9 2,463.8
Fuente: Serra Vega (2010)

 En el siguiente gráfico puede apreciarse la distribución de la inversión
entre ambos países y para cada uno de los años considerados en el período de inversión.
Se estima que del monto total de inversión previsto, sólo el 42% (USD1,848 millones) ing
resarían a la economía peruana

 El cálculo del valor residual de la infraestructura que sería entregada
al gobierno peruano al final de la concesión, al cabo de 30 años, est
á descrito en la tabla siguiente:
Descripción Valor
(USD millones)
Tiempo de
vida (años)
Valor
residual
Obras Civiles 2,062 80 1,289
Contingencias del contrato EPC 206 80 129
Equipos electromecánicos* 1,023 30 0
Ingeniería 127 30 0
Total 3,419 1,418

 4.1.4 Financiamiento
Para ese 30%, en los casos A, B y C se consideraron las condiciones preferenciales par
a grandes hidroeléctricas del BNDES, es decir una tasa de interés del 8%, un plazo de
reembolso de 25 años, un período de gracia de hasta 6 meses después de la fecha
prevista para la operación
comercial de cada turbina y un sistema de amortización constante.
Para el 70% financiado por bancos privados se consideró una tasa de interés del 11%
. Para el caso D se consideró un financiamiento con un interés de 11% en general y sin
diferenciar fuentes de financiamiento.
La tasa de interés cobrada por el BNDES se descompone como sigue:

 4.1.5 Precios e ingresos operativos
El Estudio de Factibilidad señala que la energía promedio generada
durante la vida de la concesión sería de 12,719,500 MWh anual. Hay
allí un importante factor de incertidumbre porque, si de un lado, los
años secos en la Amazonía se están volviendo más frecuentes, del
otro, las estadísticas muestran que en los últimos 20 años la
pluviometría promedio ha estado aumentando en la cuenca del
Inambari. También se supone que están incluidos en la estimación de
generación de energía la realización de grandes mantenimientos
(cambios de rodete), que paralizarán cada unidad durante 2 días, al
cabo de 40,000 horas de funcionamiento y otros períodos de
indisponibilidad.

 Las proyecciones de precios en el mercado peruano muestran que
éstos están aumentando. Así,en la última licitación de PreInversión,
del 24/3/2011 para promover la inversión privada en hidroeléctricas,
que sumó 967 MW, se otorgaron concesiones a proyectos que
demandaban precios variando entre USD 45.15 y 59.72 por MWh
de energía ponderada (precio de horas de punta y precio de horas
fuera de punta) . Las implicaciones son que los precios a nivel
generación, en el Perú, podrían acercarse a mediano plazo al precio
de 70.00 USD/MWh implícitamente solicitado por EGASUR.

 4.1.6 Mercados
La central del Inambari contribuiría de una manera importante, por lo
menos en los próximos 20 años, a satisfacer la demanda eléctrica
peruana en constante crecimiento. El gráfico siguiente muestra dos
hipótesis de crecimiento de la demanda para los próximos 30 años
considerando tasas de crecimiento de 6% y 9% anual.

 Análisis económico o social
Este análisis, busca asignar valor a los costos sociales y ambientales no
contabilizados en el análisis financiero con el fin de internalizar estos
costos en la evaluación del proyecto o estimar los costos que deberán
ser asumidos por la sociedad.

 Los costos sociales y ambientales fueron estimados solo parcialmente
considerando que las externalidades negativas del proyecto de la CHI no
se limitan a las que fueron cuantificadas en el presente estudio. Las
externalidades negativas consideradas son:
 Los costos de relocalización y compensación de la población que sería directa
e indirectamente afectada por el embalse.
 Los costos para la sociedad inducidos por la deforestación,
asumiendo un talado de 30% del fondo del reservorio previo
a la construcción.
 Los costos inducidos por la emisión de gases de efecto
invernadero.
 El valor de la pérdida de biodiversidad y otros valores del bosque.

 Para el Análisis Económico se usó como tasa social de descuento la
utilizada por el Sistema Nacional de Inversión Publica del Ministerio de
Economía y Finanzas del Perú, 11%, con la excepción de la tasa de1%
que se usó para el valor del bosque destruido y de la biodiversidad,
recomendada en Jansson (1993), pág.162.
 En cuanto a la estimación de los precios sombra, también se siguió la
metodología de estimación sugerida por el Ministerio de Economía y
Finanzas, considerándose los siguientes aspectos:

 La CHI se construirá para satisfacer una demanda adicional de
energía, tanto en el Perú como en el Brasil.
 El insumo principal de la CHI es la energía hidráulica, la que vendrá
de un rio no explotado aun para energía.
 En el Perú las inversiones en hidroeléctricas están liberadas de
aranceles y el impuesto general a las ventas (IGV) que deben pagar
es inmediatamente reembolsado.
 Para los bienes de exportación, en este caso de la energía, no se
consideró ningún paje de transmisión.

FUNCIONES DE LA
HIDROELÉCTRICA DE INAMBARI

 Aportará energía permanente al sistema interconectado.
 Generará energía para exportación a Brasil
 Mejorará sustancialmente la infraestructura vial y de comunicaciones.
 Generará diversos estudios ambientales que aportarán al conocimiento
científico de la región y ayudarán en la protección del medioambiente.
 Será una inversión que dinamizará la economía de la región.
 Generará cerca de 4000 puestos de trabajo directos.
 Desarrollará la economía local, especialmente en áreas de servicios como
hotelería, alimentación, transporte y comercio en general.

 Mejorará sustancialmente la educación, con infraestructura y
programas de apoyo.
 Beneficiará el cuidado de la salud local, por mejoras en
hospitales y policlínicos.
 Mejorará la cobertura de las telecomunicaciones.
 Activará la participación de la comunidad local.
 Ayudará al desarrollo integral de la región
 Contará con los mejores estándares de gestión y cuidado
medioambiental

 Inundación de 410 km2
 Sacrificio de grandes territorios aprovechables para otras
actividades
 Será necesaria la reubicación de las poblaciones afectadas
 Se causará un serio daño al ecosistema de la cuenca del
Inambari
 Es posible que se den temblores por reacomodo del suelo bajo
la represa
 Generarán conflictos sociales por el impacto ambiental, la venta
de energía a Brasil cuando no se ha satisfecho la necesidad de
nuestro país y por manejos políticos.

IMPACTO DEL
PROYECTO
«HIDROELECTRICA
INAMBARI»

Estudio:
 Se la concedió a la empresa ECSA
con resolución Ministerial de
Energía y Minas otorgada en junio
de 2008 esperándose la entrega
para Marzo 2010 prorrogándose
este hasta el 27 de noviembre del
2010

LINEA BASE AMBIENTALMedio Físico
 Clima y Meteorología
 Geología
 Geomorfología
 Fisiografía
 Suelo
 Capacidad de Uso Mayor
 Uso Actual de Suelos
 Hidrología e Hidrografía
 Zonas de Vida

Medio Biótico
Flora
Fauna

Medio Social y Cultural
 Demográficos ( Cuántos?),
 Social (Salud, Educación, Vivienda)
 Económico (Empleo)
 Cultural (Tradiciones, Costumbres, festividades)

Mapa del Área de Influencia del
Proyecto

ESCENARIO SIN PROYECTO:
 Degradación Ambiental Continua (minería y agricultura)
 Conflictos Sociales y Deterioro de la Calidad de vida
(minería y hoja de coca)
 Deterioro de la Infraestructura Existente.

IMPACTOS EN LOS
SISTEMAS
ACUÁTICOS
 Lago Artificial
 Alteración de los Flujos
 Interrupción de las Migraciones de Peces.
 Destrucción de la Fauna Acuática.

Condiciones del Río
Inambari serán afectadas:
 Régimen hídrico será modificado.
 Se afectará la navegabilidad del río.

Generación de Gases
de Efecto Invernadero
 Procesos de Eutrofización y Generación de Gases
de Efecto Invernadero. (CO2, CH4, etc) producto
de la descomposición del material vegetal
sumergido por el embalse.
 Cubriendo aproximadamente un 24,707.07 ha de
bosques

Impactos al Agua, Suelo y
Aire
 Empeoramiento de la Calidad y Salubridad de las aguas.
 Cambios en el Clima Local .
 Efectos en la Salud Pública.

Impactos en Ecosistemas
Terrestres
 Deforestación (308.000 ha).
 Disminución de la Evapotranspiración.
 Deslizamientos de capas del subsuelo.

Impactos a la Flora y
Fauna
 Ecología Afectada
 Desaparición de
Microorganismos y
Organismos Pequeños.
 Desplazamientos a área
aledañas.

Vistazo al Parque Nacional
Bahuaja Sonene
 Ciervo de pantano, lobo de crin, oso hormiguero
gigante, perro de monte de orejas cortas, entre otros.
 Es el hogar de la población más grande de árboles de
nuez de Brasil (30.000 ha)
 Especies en Extinción ( nutria gigante, águila arpía,
armadillo gigante, lobo de río

IMPACTOS SOCIALES
Desplazamientos:
Aproximadamente de 8,000 personas, con pérdida de casa, entorno social y
cultural. En 65 centros poblados aproximadamente

ZONAS:
 HUADJUMBRE (50 habitantes)
 SAN LORENZO (288 habitantes)
 PTE. INAMBARI (193 habitantes)
 LECHEMAYO (1,036 habitantes)
 LOROMAYO ( 255 habitantes)
 PTO. MANOA (1,410 habitantes)

Impactos en la Carretera
Interoceánica Sur

 Algunos tramos de la carretera quedarían sumergidos bajo el
agua , afectando directamente un total de 106.1 km de la carretera.

 Para reemplazarlos 115 km de nuevas carreteras deberán ser
construidos, a un costo de $360 millones. El Tramo 2, irá
rodeando el embalse por una ruta de crestas y el Tramo 4,
deberá atravesar un brazo del embalse por un puente
atirantado de 640 m de largo, que costará $ 85 millones. El
costo de la reconstrucción, sin el puente, será de $ 2.4
millones por km de carretera. Las longitudes de los nuevos
tramos de reemplazo serán las siguientes: Tramo 2: 60 km,
Tramo 4: 55 km
 Los puentes Inambari y Leguía deberán ser desmontados para
dar espacio a los trabajos de construcción de la casa de
máquinas y de la poza de disipación. La nueva ruta al Cusco
pasará por el borde superior de la represa y la ruta a Puno, por
el puente atirantado arriba mencionado.

PROGRAMA DE MONITOREO AMBIENTAL
-Realizar el mantenimiento constante de las maquinarias
-Monitoreo de la calidad ambiental en las zonas.
-Monitoreo durante la operación de la Presa.
Muestreo de
Calidad del aire
Muestreo de
Calidad del agua
Muestreo de
niveles de ruido

Programa de Medidas de Prevención, Corrección y/o Mitigación
Protección de la calidad del aire por medio del humedecimiento del
polvo.
-Protección de la calidad del agua y el suelo, mediante la disposición
adecuada de residuos sólidos y líquidos generados por el Proyecto.
-Señalización en las zonas de trabajo.
- Reubicación de la población afectada; considerandoservicios que
garanticen una mejor calidad de vida.
-
-
Implementación de la salud y seguridad de los trabajadores.
Rescate de especies con algún grado de amenaza.
Programa de Inversiones
- Disposición del presupuesto para la aplicación del Plan de Manejo
Ambiental, serán cubierto por el Titular del Proyecto.

PROGRAMA DE RELACIONES COMUNITARIA
PROGRAMA DE RELACIONES COMUNITARIAS
Titular del
Proyecto Sub-Programa de Empleo Local
Comunidades
Nativas
Centros Poblados
Caseríos
Sub- Programa de Responsabilidad Social
Población
Sub-Programa de Compensación Social
Otros
-Dar preferencia a los pobladores locales para los diferentes trabajos que
se realizarán durante la ejecución del proyecto.
-Mejorar la calidad de vida de la población afectada mediante el
apoyo a los programas de desarrollo local.
-Reubicación del poblado brindándole servicios de saneamiento
básico (Luz, Agua, desagüe).

•Accidentes laborales
•Eventos de geodinámica interna y
externa (sismos)
•Derrumbes y/o deslizamientos de laderas
PLAN DE CONTINGENCIAS
Riesgo por accidentes- Equipo de Emergencias en caso de accidentes.
- Realización de simulacros en caso de sismos,en
coordinaciónconDefensa Civil.
PLANDE ABANDONO
- Recuperación de la cobertura vegetal
Proyecto.
afectada por el
- Estabilización de taludes y superficies afectadas por
la ubicación de canteras, depósito de material
excedente, plantas industriales, entre otras.
- Retiro de señalización de obra.

VALORACIÓN ECONÓMICA DE
IMPACTOS AMBIENTALES

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