URIBE & LEYVA - minem.gob.pe

URIBE & LEYVA AI SORI UN F RGIA

OSINERGm, Gerencia de Regulación de l'a s

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LA RECEPCION DEL DOCUYEt

R E CIBIDO NORA.

19 JUN

REGISTRO EXPEOIENT.-

NO INDICA ellurnitatIOAr)

Consultoría para Perfeccionamiento del

Mecanismo de Incentivo en Generación

Eléctrica mediante Licitaciones de Suministro

Preparado por Uribe Ingenieros E.I.R.L. para OSINERGMIN

TABLA DE CONTENIDO

1 Resumen Ejecutivo ................................................................................................................ 6

1.1 Objeto............................................................................................................................ 6

1.2 Marco Regulatorio ........................................................................................................ 6

1.3 Modalidades Contractuales .......................................................................................... 6

1.3.1 Procesos de licitación y contratos bilaterales ....................................................... 6

1.3.2 Suministros de energía renovable ........................................................................ 7

1.3.3 Suministros resultantes de licitaciones efectuadas por Proinversión .................. 7

1.3.4 Suministros resultantes de las subastas de capacidad de generación efectuadas

al amparo de la Ley 29970 y su reglamento ......................................................................... 8

1.4 Experiencia Internacional .............................................................................................. 8

1.5 Recomendaciones para el esquema de licitaciones ..................................................... 8

1.6 Problemática ................................................................................................................. 9

1.6.1 Proyectos de generación versus generación instalada ......................................... 9

1.6.2 Participación de fuentes renovables de energía (RER) ....................................... 10

1.6.3 Recuperación de la señal de Precios ................................................................... 10

1.6.4 Sobrecontratación de las distribuidoras ............................................................. 10

1.6.5 Fórmulas de actualización ................................................................................... 10

1.6.6 Discrecionalidad y predictibilidad ....................................................................... 10

1.7 Alternativas de solución .............................................................................................. 11

2 Alcances del Informe ........................................................................................................... 12

3 Introducción ........................................................................................................................ 14

3.1 Normativa Relevante .................................................................................................. 14

3.1.1 Ley de Concesiones Eléctricas - Año 1992 .......................................................... 14

3.1.2 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica - Año 2006

3.1.3 Ley que Promueve la Generación Eléctrica con Recursos Energéticos Renovables

– Año 2008 .......................................................................................................................... 15

3.1.4 Decreto de Urgencia N° 032-2010 (no vigente) .................................................. 16

3.1.5 Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo

Petroquímico en el Sur del País – Año 2012 ....................................................................... 16

3.1.6 Contratos Ley ...................................................................................................... 17

3.2 Principios a tomar en cuenta ...................................................................................... 18

3.2.1 El Mercado de Corto Plazo y los contratos de suministro .................................. 18

3.2.2 Riesgos y su asignación ....................................................................................... 23

3.2.3 Los PPA o contratos de suministro ...................................................................... 33

3.2.4 Aspectos que inciden en la competencia ............................................................ 34

4 Modalidades Contractuales en el Mercado Peruano para la atención de los Usuarios

Regulados .................................................................................................................................... 37

4.1 Obligación de los Distribuidores por la demanda de sus Usuarios Regulados ........... 37

4.2 Contratos de suministro de electricidad resultantes de la negociación directa entre

distribuidores y generadores (Contratos sin licitación) .......................................................... 41

4.2.1 Cumplimiento del objetivo en desarrollo de nuevos proyectos de generación . 42

4.2.2 Condiciones de aplicación ................................................................................... 43

4.3 Contratos de concesión para el suministro de energía renovable al SEIN ................. 44

4.4 Contratos de suministro de electricidad resultantes de Licitaciones efectuadas al

amparo de la función de promoción de la inversión privada de Proinversion (Contratos

licitados por Proinversion) ...................................................................................................... 49

4.5 Contratos de suministro suscritos por los adjudicatarios de las subastas de capacidad

de generación efectuadas al amparo de la Ley N° 29970 y su reglamento (Contratos con

adjudicatarios de subastas de capacidad) .............................................................................. 54

4.6 Contratos de suministro de electricidad resultantes de procesos de licitación

previstos en la Ley 28832 (Contratos con Licitación) .............................................................. 56

4.6.3 Aspectos complementarios de la Ley 28832 y su Reglamento de Licitaciones .. 62

4.7 Resumen de las Modalidades Contractuales .............................................................. 62

5 Revisión de la Experiencia Internacional ............................................................................ 65

5.1 Brasil ............................................................................................................................ 65

5.1.1 Visión general del modelo de licitaciones brasileño ........................................... 65

5.1.2 Objetivos ............................................................................................................. 67

5.1.3 Contrapartes ....................................................................................................... 67

5.1.4 Producto .............................................................................................................. 69

5.2 Chile ............................................................................................................................. 72

5.2.1 Visión general del modelo de licitaciones chileno .............................................. 73

5.2.2 Objetivos ............................................................................................................. 75

5.2.3 Contrapartes ....................................................................................................... 75

5.2.4 Producto .............................................................................................................. 76

5.3 Panamá ........................................................................................................................ 79

5.3.1 Visión general del modelo de licitaciones panameño ........................................ 81

5.3.2 Objetivos ............................................................................................................. 86

5.3.3 Contrapartes ....................................................................................................... 87

5.3.4 Producto .............................................................................................................. 88

5.4 Resumen de las Practicas Internacionales .................................................................. 91

6 Condiciones para el diseño óptimo y eficiente de las Licitaciones según el estado del arte y

la experiencia comparada ........................................................................................................... 95

6.1 Demanda a licitar ........................................................................................................ 95

6.2 Producto a contratar en la licitación ........................................................................... 98

6.3 Reserva del sistema ................................................................................................... 100

6.4 Periodo de carencia................................................................................................... 100

6.5 Plazos de los contratos de Suministro ...................................................................... 102

6.6 Precios ....................................................................................................................... 104

6.7 Responsable del proceso de licitación ...................................................................... 105

7 Análisis crítico del marco regulatorio peruano aplicable a las Licitaciones ...................... 109

7.1 Demanda a licitar ...................................................................................................... 109

7.2 Producto a contratar en la licitación ......................................................................... 115

7.3 Reserva del sistema ................................................................................................... 118

7.4 Periodo de carencia................................................................................................... 118

7.5 Plazos de los contratos de suministro ....................................................................... 123

7.5.1 Los plazos de suministro con generadores existentes son excesivos y han

generado el desacople de los precios del mercado mayorista y los Precios Firmes ........ 124

7.5.2 Éxodo de los Usuarios Regulados con la aptitud de calificar como Usuarios Libres

generado sobrecontratación en las Distribuidoras ........................................................... 125

7.6 Responsable del proceso de licitación ...................................................................... 125

7.6.1 Falta de aprovechamiento de economías de escala para definir la cantidad de

energía requerida para cada licitación .............................................................................. 125

7.6.2 No hay incentivos o penalizaciones para que las Distribuidoras efectúen una

óptima proyección de demanda ....................................................................................... 127

7.6.3 La regulación otorga incentivos perversos a Las Distribuidoras para elegir

mecanismos contractuales que impidan el ingreso de nueva capacidad de generación o

que generen ineficiencias en los precios de suministro ................................................... 128

8 Problemática y Alternativas de solución ........................................................................... 132

8.1 Problemática ............................................................................................................. 132

8.1.1 Desarrollo de proyectos de generación ............................................................ 132

8.1.2 La falta de participación de proyectos renovables ........................................... 132

8.1.3 Recuperar la señal de precios ........................................................................... 133

8.1.4 Revolver el problema de la sobre contratación de los distribuidores. ............. 134

8.1.5 Las fórmulas de actualización ........................................................................... 135

8.1.6 Discrecionalidad y predictibilidad ..................................................................... 137

8.2 Alternativas ............................................................................................................... 137

8.2.1 Alternativa 0 (Escenario Base) .......................................................................... 138

8.2.2 Alternativa 1 ...................................................................................................... 139

8.3 Alternativa 2: ............................................................................................................. 142

8.4 Alternativa 3: ............................................................................................................. 144

8.5 Alternativa 4: ............................................................................................................. 147

8.6 Alternativa 5 .............................................................................................................. 149

8.7 Resumen de Impactos, beneficios y desventajas de cada alternativa ...................... 151

9 Propuesta de adecuación de la normativa infralegal (Reglamentos y Procedimientos de

Osinergmin) para incentivar el incremento de nueva capacidad de generación eléctrica y tarifas

eficientes para los Usuarios Regulados ..................................................................................... 155

9.1 Creación del procedimiento que supervisa la ejecución de licitaciones de suministro

de electricidad por parte de las Distribuidoras ..................................................................... 156

9.1.1 Periodicidad para la supervisión de la ejecución de Licitaciones ..................... 159

9.1.2 Objetivos del procedimiento de supervisión .................................................... 159

9.1.3 Entrega de información para la supervisión de Osinergmin ............................. 159

9.1.4 Incumplimiento por parte de las Distribuidoras ............................................... 160

9.1.5 Ejecución de las Licitaciones informadas por el Distribuidor............................ 160

9.2 Adecuación del Procedimiento de Licitaciones de Largo Plazo ................................ 161

9.2.1 Incorporación de cronogramas diferenciados .................................................. 161

9.2.2 Períodos de carencia ......................................................................................... 161

9.2.3 Alcances de la definición Generación Instalada y Proyecto de Generación ..... 162

9.2.4 Suprimir la concesión o autorización para proyectos ....................................... 163

9.2.5 Eliminación de la Potencia Contratada Variable ............................................... 164

9.2.6 Establecimiento de Fórmulas de actualización sólo para Proyectos Nuevos de

Generación ........................................................................................................................ 165

9.2.7 Modificación de la proforma de contratos de suministro ................................ 166

10 Anexos ........................................................................................................................... 170

11 Propuesta de adecuación de la normativa infralegal (Reglamentos y Procedimientos de

Osinergmin) para incentivar el incremento de nueva capacidad de generación eléctrica y tarifas

eficientes para los Usuarios Regulados ..................................................................................... 300

11.1 Participación del Estado en la etapa previa a la convocatoria de los procesos de

Licitación: Creación del Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios

Regulados .............................................................................................................................. 301

11.1.1 Entidad competente para aprobar el Plan de Licitaciones ............................... 301

11.1.2 Periodicidad para la aprobación del Plan de Licitaciones ................................. 302

11.1.3 Objetivos del Plan de Licitaciones ..................................................................... 302

11.1.4 Entrega de información para la elaboración del Plan de Licitaciones por parte de

las Distribuidoras ............................................................................................................... 303

11.1.5 Incumplimiento por parte de las Distribuidoras ............................................... 305

11.1.6 Ejecución del Plan de Licitaciones ..................................................................... 305

11.2 Adecuación del Procedimiento de Licitaciones de Largo Plazo como consecuencia de

la aprobación del Procedimiento de Aprobación del Plan de Licitaciones de Suministro de

Electricidad para Usuarios Regulados ................................................................................... 305

11.2.1 Incorporación de cronogramas diferenciados .................................................. 305

11.2.2 Períodos de carencia ......................................................................................... 306

11.2.3 Plazos de inicio y término del Suministro ......................................................... 307

11.2.4 Alcances de la definición Generación Instalada y Proyecto de Generación ..... 307

11.2.5 Licitación de bloques de energía para Horas Fuera de Punta y potencia y energía

para Horas Punta ............................................................................................................... 308

11.2.6 Suprimir la concesión o autorización para proyectos ....................................... 309

11.2.7 Eliminación de la Potencia Contratada Variable ............................................... 310

11.2.8 Establecimiento de Fórmulas de actualización sólo para Proyectos Nuevos de

Generación ........................................................................................................................ 310

11.2.9 Modificación de la proforma de contratos de suministro ................................ 311

1 RESUMEN EJECUTIVO

1.1 OBJETO El presente informe tiene por objeto poner en conocimiento del Osinergmin el resultado del

estudio del marco regulatorio vigente que rige las relaciones comerciales tendientes al

abastecimiento de la demanda eléctrica regulada, en tal sentido, han sido objeto del presente

estudio los mecanismos actuales de compraventa de electricidad para los usuarios regulados y

el análisis crítico de la normativa peruana, en comparación con los mecanismos de contratación

de diversos países.

De acuerdo con los términos de referencia, se plantea la necesidad de este estudio surge debido

a que las modalidades de contratación entre generadores y distribuidoras previstas en la Ley N°

28832 para el suministro de los usuarios regulados, muestran la siguiente problemática: i) a

pesar de existir una sobreoferta en generación, los precios de los contratos constantemente

aumentan al aplicar las fórmulas de actualización incorporada por las mismas empresas, ii)

debido a estos precios crecientes, los usuarios regulados que tienen una máxima demanda entre

200 kW y 2 500 kW están optando por ser usuarios libres, no obstante que ello origina que las

distribuidoras queden sobrecontratadas durante el plazo de suministro pactado.

Asimismo, los términos de referencia plantean como objetivo del estudio proponer medidas

normativas para mejorar el mecanismo actual para las licitaciones de suministro, en incentivo al

desarrollo de nuevos proyectos de generación y manejo de riesgo entre las partes que lo

suscriban, lo que permitirá que las tarifas de generación eléctrica que remuneren los usuarios

regulados sean más eficientes. En el logro de este objetivo, se nos ha requerido evaluar la

participación de proyectos de generación eléctrica renovable que actualmente cuentan con

costos competitivos en las licitaciones de suministro.

1.2 MARCO REGULATORIO Los consultores a cargo de este estudio hemos partido por identificar el marco regulatorio

vigente del sector eléctrico, el cual tiene una vasta regulación normativa que comprende la Ley

de Concesiones Eléctricas y su reglamento, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica y sus diversos reglamentos, la Ley que promueve la Generación Eléctrica

con Recursos Energéticos Renovables y su reglamento y la Ley que afianza la Seguridad

Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País.

1.3 MODALIDADES CONTRACTUALES Nuestro estudio comprende un detallado análisis respecto de las diversas modalidades

contractuales que son utilizadas para promover nueva inversión en generación eléctrica y, en

algunos casos, el abastecimiento de la demanda eléctrica regulada nacional. Al respecto, el

marco normativo del sector busca lograr el adecuado suministro eléctrico mediante la libertad

de inversión en generación eléctrica.

1.3.1 Procesos de licitación y contratos bilaterales

La Ley 28832 exige expresamente que el abastecimiento oportuno y eficiente de la generación

eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante licitaciones; sin embargo, al mismo

tiempo reconoce que, para la suscripción de contratos de suministro, las empresas de

distribución eléctrica cuentan con dos opciones: i) realizar procesos de licitación y ii) celebrar

contratos sin licitación (contratos bilaterales).

El hecho de exigir la realización de procesos de licitación y luego crear un mecanismo alterno de

contratos sin licitación, es claramente una antinomia. Al respecto, la plenitud y coherencia del

ordenamiento jurídico exigen una correcta interpretación que no vulnere dicha plenitud; al

respecto, en base al criterio de especialidad, los consultores concluimos que la decisión de optar

por un proceso de licitación no es optativo, pues la norma especial exige la efectiva ejecución

de procesos de licitación para el abastecimiento de la demanda regulada.

Existe la obligación de las empresas de distribución eléctrica de abastecer su demanda regulada

por medio de procesos de licitación, por lo tanto, la celebración de contratos de suministro sin

procesos de licitación debe estar restringida solamente para los casos en los que el mecanismo

de licitación no haya dado resultado.

Si bien esta interpretación es contraria a la práctica comercial de las empresas de distribución,

es perfectamente aplicable y exigible, pues parte de un concreto análisis jurídico; lo contrario

implicaría admitir que la costumbre deroga el derecho.

Debe tenerse en cuenta que la Ley 28832 establece una relación directa entre la ejecución de

licitaciones y el desarrollo de nuevas inversiones en generación, por lo que se requiere que las

licitaciones tengan un periodo de carencia (anticipación a la fecha de suministro) prolongado

que permita el desarrollo de nuevos proyectos.

1.3.2 Suministros de energía renovable

El marco regulatorio también exige la utilización de Recursos Energéticos Renovables (RER) para

la generación eléctrica. Al respecto, la generación eléctrica con RER ha sido promovida por el

Decreto Legislativo 1002, el cual exige que estos generadores comercialicen su energía en el

mercado de corto plazo y al precio que resulte de dicho mercado, al cual se le suma una prima

fijada por el Osinergmin, que será aplicada cuando el costo marginal sea inferior a la tarifa RER.

De esta manera, la prima determinada sirve para cubrir el ingreso garantizado previsto en los

contratos resultantes de las subastas, siempre que las ventas por las inyecciones de energía en

el mercado y los ingresos por potencia no hayan cubierto dicho ingreso.

Como se puede ver, tanto la tarifa como la prima se determinan de tal manera que garanticen

la rentabilidad de la operación. Hasta la fecha se han realizado cuatro subastas para el suministro

de energía eléctrica con RER, habiéndose adjudicado 1 257.2 MW en total.

1.3.3 Suministros resultantes de licitaciones efectuadas por Proinversión

Conjuntamente con las modalidades señaladas, Proinversión llevó a cabo dos procesos de

inversión privada para el suministro de energía de nuevas centrales hidroeléctricas. Al respecto,

el 03 de diciembre la Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. suscribió con el Estado

Peruano, el Contrato de Concesión para el Suministro de Energía Eléctrica destinada al Servicio

Público de Electricidad. Asimismo, producto del Contrato de Concesión, suscribió los Contratos

de Suministro con las empresas Electronoroeste S.A., Electronorte S.A., Electro Centro S.A.,

Hidrandina S.A., Electro Sur Este S.A., Electro Puno S.A., Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. y

Electro Sur S.A.

Posteriormente, también se suscribieron contratos de Compromiso de Inversión entre el Estado

Peruano y la Empresa de Generación Huallaga S.A, la Empresa de Generación Hidroeléctrica del

Cusco S.A., y Cerro del Águila, por los cuales se establecían los términos del compromiso de los

Generadores de construir y poner en funcionamiento la Centrales Hidroeléctricas; y, contratos

de Suministro entre la Empresa Electricidad del Perú S.A. y los mencionados generadores, cuyo

objeto es el Suministro a cargo de estos en beneficio de los Distribuidores Designados a través

Electroperú 1 . Electroperú suscribió contratos con las siguientes Distribuidoras: Empresa

Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste S.A., Empresa Regional de Servicio

Público de Electricidad Electronorte Medio S.A. – Hidrandina, Empresa Regional de Servicio

Público de Electricidad del Norte S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del

Centro S.A. (Grupo Distriluz); Electro Ucayali S.A., Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., Electro

Oriente S.A., Empresa de Distribución Eléctrica Electro Sur Este S.A,A. y Empresa Regional de

Servicio Público de Electricidad de Puno S.A.A.

1.3.4 Suministros resultantes de las subastas de capacidad de generación efectuadas al amparo

de la Ley 29970 y su reglamento

Finalmente, al amparo de la Ley 29970 y su reglamento se realizaron subastas para nueva

capacidad de generación, estas subastas fueron conducidas por Proinversión y como resultado

de estas, las empresas Samay I S.A. (720 MW) y Engie Energía Perú S.A. (720 MW), suscribieron

contratos de inversión en capacidad con el MINEM, por un plazo de 20 años. Estas nuevas

centrales gozan de una remuneración garantizada que será pagada con los ingresos de potencia

que señala la LCE, y los ingresos provenientes del Cargo por Capacidad de Generación,

incorporado en el Peaje Unitario por Conexión del Sistema Principal de Transmisión.

1.4 EXPERIENCIA INTERNACIONAL Seguidamente, luego de la revisión de las modalidades contractuales para el suministro eléctrico

destinado a abastecer la demanda regulada nacional, se ha procedido a la revisión de la

experiencia internacional respecto del diseño adoptado por Brasil, Chile y Panamá para sus

procesos de licitación destinados al abastecimiento de la demanda eléctrica en el corto y largo

plazo.

1.5 RECOMENDACIONES PARA EL ESQUEMA DE LICITACIONES De la revisión del mecanismo de licitaciones peruano y el análisis de su tratamiento en Brasil,

Chile y Panamá, hemos verificado que el sistema peruano de licitaciones presenta algunas

limitaciones que le impiden garantizar la efectiva promoción de nuevos proyectos de generación

eléctrica. Al respecto, las debilidades encontradas están relacionadas con la demanda a licitar,

el producto a contratar en la licitación, el periodo de carencia, los plazos contractuales, los

precios, y el responsable de convocar los procesos de licitación.

En cuanto a la cobertura de la demanda a licitar, es necesario hacer una división de licitaciones

destinadas exclusivas para generación nueva (proyectos de generación) y exclusivas para

generación existente, con la finalidad que los nuevos proyectos de generación sean asignados

para cubrir el crecimiento de la demanda, mientras que los generadores existentes cubran las

necesidades de contratación de las distribuidoras que surgen del vencimiento de contratos

previos, léase por la demanda actual.

En cuanto al producto a contratar, aunque la LCE contempla que la potencia firme y la energía

se pueden contratar por separado, los usos y costumbres han llevado a que ambos productos se

1 Hacemos notar que de acuerdo con las definiciones del contrato, el termino Distribuidores Designados incluye además de los concesionarios de distribución eléctrica a usuarios libres de electricidad.

contraten juntos y utilizando como elemento de distribución de la energía entre los generadores

vendedores, la potencia firme contratada en horas de punta. Es la desagregación de estos

elementos lo que se debe lograr.

Respecto al periodo de carencia, conjuntamente con la discriminación entre licitaciones para

generación nueva y para generación existente, debe tomarse en cuenta que para los proyectos

de generación el período de carencia es de vital importancia, por lo que debería coincidir al

menos con el tiempo que requieren para culminar la fase constructiva. Mientras mayor sea el

período de carencia, mayor será la competencia en las licitaciones, pues así se permitirá que no

sólo estén en aptitud de participar los proyectos de mediana implementación, como las

centrales térmicas, sino también proyectos más largos, como los hidroeléctricos.

Respecto al plazo contractual, consideramos que para la generación existente, los plazos de los

contratos no deberían ser tan prolongados, pues por un lado el consumidor pierde la señal de

precios de abundancia o de escasez existente en el mercado de generación, y por otro

incrementa los riesgos de sobrecontratación a que se ven expuestos los distribuidores a lo largo

de la vida de contratos con plazos muy extensos. En cambio, para los proyectos de generación

sí se requieren de largos plazos que permitan hacer predecibles los flujos de caja con la finalidad

de promover el cierre financiero del proyecto.

Finalmente, respecto al responsable del proceso de licitación, consideramos que es muy

importante la participación del regulador para definir y coordinar de forma centralizada los

intereses comunes de los usuarios regulados. El problema de hacer responsable de iniciar los

procesos de licitación correspondiente a un agente que no tiene los incentivos o capacidades

para efectuar una adecuada identificación de las necesidades de los usuarios regulados, es que

genera que se produzca una situación de carencia de oferta, con lo cual se corre el riesgo de

obtener precios más altos, al existir un estado de necesidad de energía.

De acuerdo a lo expuesto, si bien en modelos económicos donde prima la iniciativa privada

puede creerse que debe dejarse en manos de las distribuidoras decidir la oportunidad en que

debe ejecutarse la licitación, no es menos cierto que al tratarse de una actividad estratégica,

corresponde al Estado como garante de las actividades calificadas como servicio público e

interés general, la búsqueda de condiciones óptimas para los procesos de licitación.

1.6 PROBLEMÁTICA La problemática vinculada con la limitada efectividad de las licitaciones en el marco de la Ley

28832 para promover nueva inversión en generación se vincula con los siguientes aspetcos:

1.6.1 Proyectos de generación versus generación instalada

El sistema actual de licitaciones pone en desventaja a los nuevos emprendimientos de

generación eléctrica (especialmente si se trata de nuevos agentes que aún no operan en Perú)

al hacerlos competir con activos de generación en operación.

En tal sentido, se recomienda efectuar licitaciones diferenciadas, unas destinadas a promover

proyectos de generación con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda, y otras

destinadas a generación existente con la finalidad de atender la demanda existente.

1.6.2 Participación de fuentes renovables de energía (RER)

El sistema actual de contratación no permite la participación ciertos proyectos basados en RER

debido a que se les exige como obligación disponer de potencia firme y suministrar energía

durante las 24 horas del día.

De esta manera, sería recomendable establecer productos a licitar que permitan participar a

estas tecnologías diferenciando obligaciones de potencia y de energía. Este modelo contractual

resulta también conveniente para las tecnologías convencionales, pues permitiría al generador

ofertar de acuerdo a su perfil de producción esperado.

1.6.3 Recuperación de la señal de Precios

La contratación de prácticamente la totalidad de la demanda a plazos muy largos no permite

trasladar las señales de precios de escasez o abundancia a la demanda.

Por este motivo, se recomienda limitar las licitaciones vinculadas a la generación existente a

contratos con plazos contractuales de hasta seis (06) años, los cuales incluyen la anticipación

mínima de tres (03) años que exige la ley.

1.6.4 Sobrecontratación de las distribuidoras

Las distribuidoras al no tener la obligación de realizar un estudio que demuestre sus necesidades

de contratación futuras, supeditadas a los riesgos que implica el bloque de usuarios que pueden

optar por ser libres y regulados, se exponen a quedar sobrecontratados.

Por ello, se requiere elaborar un programa de licitaciones de entre cuatro a diez años vista

basado en un estudio de demanda y de vencimiento de las obligaciones contractuales.

Asimismo, este análisis prospectivo les permitiría evaluar la conveniencia de realizar

contrataciones con plazos de suministro más cortos, para evitar que sobrecontrataciones

producto de proyecciones optimistas persistan por demasiado tiempo.

1.6.5 Fórmulas de actualización

Las fórmulas de indexación propuestas por los postores no se vinculan necesariamente con los

combustibles que estos utilizan para generar electricidad. Asimismo, no se considera el efecto

de estas fórmulas en el proceso de selección de ofertas durante el proceso de adjudicación.

En el caso de proyectos de generación, es recomendable limitar las fórmulas de actualización al

costo combustible del proyecto y a la evolución de los costos marginales en el SEIN. En tanto en

el caso de generación existente recomendamos utilizar las mismas fórmulas de la regulación

tarifaria de Precios en Barra.

Asimismo, el efecto en los costos de suministro de utilizar estas fórmulas debe tomarse en

cuenta como parte del proceso de adjudicación.

1.6.6 Discrecionalidad y predictibilidad

Las distribuidoras no motivan con suficiente anticipación sus necesidades de contratación lo que

reduce la posibilidad de competencia de parte de nuevos proyectos. Se requiere que los

desarrolladores de proyectos cuenten con tiempo suficiente para conocer el mercado y efectuar

los estudios que les permita contar con un nivel de madurez suficiente para ofrecer el proyecto

en las licitaciones.

Siendo así, se requiere publicar un programa de licitaciones a futuro, el cual se actualizaría

anualmente.

1.7 ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Se efectúa el planteamiento de cinco (5) escenarios para abordar la problemática identificada

de la siguiente manera:

La alternativa 0 consiste en mantener la situación actual y, por tanto, no hacer cambios en el

marco regulatorio.

La alternativa 1 consiste en mantener el sistema de contratación actual, pero incorporando la

obligación de establecer un Plan de Licitaciones con carácter vinculante, con la separación de

los procesos de licitación destinados a Generación Instalada (demanda base – existente-) y a

Proyectos de Generación (crecimiento de la demanda). Asimismo, contempla definir topes en el

periodo de carencia y en los plazos contractuales.

La alternativa 2 es la misma alternativa 1, pero con un mecanismo de reconocimiento de

potencia firme que permita participar de las licitaciones a las tecnologías RER.

La alternativa 3 se constituye en una modificación de la alternativa 1 adoptando la migración a

un sistema de productos basados en bloques de energía firme con potencia asociada similar al

modelo chileno, sin distinguir entre Generación Instalada y Proyectos de Generación. Asimismo,

se establecería que sólo en uno de estos bloques se adquiría potencia firme y energía firme.

La alternativa 4 es la misma alternativa 1, adicionando la segmentación en bloques, como en la

alternativa 3. Asimismo, se considera la modificación de la fórmula de indexación de precios de

energía, para los contratos suscritos con Proyectos de Generación se utilizará una fórmula de

actualización que esté vinculada: (i) al costo variable por la energía generada y (ii) al costo

marginal por los retiros de energía.

La alternativa 5 supone mantener la modalidad contractual de potencia firme con energía

asociada. Separar los procesos de licitación destinados a Generación Instalada (demanda base)

y a Proyectos de Generación (crecimiento de la demanda), diferenciación de plazos de

anticipación de convocatoria. Reducir la cantidad contratada si los usuarios regulados migran a

ser libres y son atendidos por el generador suministrador. Modificar la fórmula de actualización

de precios de energía para los contratos suscritos con Proyectos de Generación, donde se

utilizará una fórmula de actualización que esté vinculada: (i) al costo de combustible que utiliza

en proyecto y/o (ii) al costo marginal. En el caso de generación existente sería la fórmula de los

precios en barra. Para el gas natural se considerarían los precios declarados para despacho.

Finalmente, se realiza un análisis de impactos, beneficios y desventajas de cada alternativa, para

así escoger la alternativa que más beneficios brinde; concluyéndose que las alternativas

ordenadas de mejor a peor son las siguientes:

Alternativa 4: 18 puntos

Como anexo se encuentra la propuesta de modificación a la norma Procedimiento de

Licitaciones de Largo Plazo, desarrollada en función de lo desarrollado para la alternativa 5,

conforme fuera requerido por los especialistas de Osinergmin.

2 ALCANCES DEL INFORME

De acuerdo con los términos de referencia, el primer informe tuvo por finalidad mejorar el

mecanismo de licitaciones de suministro de modo que permitan que las tarifas eléctricas sean

más eficientes. En ese sentido, se requirieron las mejoras en cuanto a:

i) Incentivo al desarrollo de nuevos proyectos de generación.

ii) Manejo de riesgo entre las partes que suscriben los contratos.

i) Evolución de los factores de actualización incluidos en cada contrato.

ii) Vinculación de estos factores con el precio spot de electricidad.

iii) Revisión de las condiciones de aplicación establecidas

Las mejoras a proponer se encontraron restringidas al Reglamento de Licitaciones de Suministro

de Electricidad, considerando las restricciones legales establecidas en la Ley 28832. Al respecto,

como parte del primer informe se nos requirió que para ello se considere una comparación con

experiencias internacionales, para lo cual se acordó evaluar los sistemas de licitaciones para

cobertura de usuarios regulados de Brasil, Chile y Panamá.

Asimismo, se nos ha requirió que la revisión a efectuar tome en cuenta el análisis de los

mecanismos contractuales vigentes, incluidos los denominados contratos sin licitación o

bilaterales.

En ese sentido en el primer informe se desarrolló la legislación interna relevante que regula la

promoción de inversión en nueva generación, así como se detallaron algunos aspectos

importantes en materia de regulación y funcionamiento de mercados competitivos.

Asimismo, para la elaboración del primer informe se revisó los estudios encargados por

Osinergmin vinculados a la problemática de la seguridad de suministro.

Toda esta revisión tuvo por objeto proponer medidas normativas para mejorar el mecanismo

actual para las licitaciones de suministro, de modo que incentiven el desarrollo de nuevos

proyectos de generación y manejo de riesgo entre las partes que lo suscriban, lo que se espera

permitirá que las tarifas de generación eléctrica que remuneren los usuarios regulados sean más

eficientes.

De esta manera, el contenido del primer entregable, de acuerdo con los términos de referencia

fue el siguiente:

Revisión y análisis de los mecanismos actuales de contratación para los usuarios

regulados, considerando: (i) objetivo de desarrollo de nuevos proyectos; (ii) manejo de

riesgos entre las partes; (iii) evolución de los factores; (iv) la vinculación de estas con los

precios del mercado spot; (v) revisión de las condiciones de aplicación.

Análisis crítico de la normativa peruana, en comparación de los mecanismos desarrollados en otros países, identificando las modificaciones reglamentarias que se requieren.

Ahora bien, de acuerdo con los términos de referencia, el objeto del Segundo Informe, consiste

en complementar el Primer Informe presentando la propuesta de modificación de las normas

y/o procedimientos de Osinergmin, con sus informes de sustento técnicos y legales, basado en

el desarrollo teórico del primer entregable.

Por este motivo, en el presente informe donde se desarrolla el segundo entregable, para lo cual

hasta el capítulo sexto repetimos el desarrollo del primer informe y luego a partir de allí

desarrollamos el siguiente contenido:

Alternativas de Solución para resolver la principal problemática referida a las licitaciones.

Propuestas normativas, en la cual volvemos a consignar la propuesta de modificación del Reglamento de Licitaciones y agregamos: (i) Propuesta de Procedimiento sobre el Plan de Licitaciones y (ii) Propuesta de modificación del Procedimiento de Licitaciones de Largo Plazo.

3 INTRODUCCIÓN

3.1 NORMATIVA RELEVANTE A continuación, se resume la legislación que de una u otra forma tiene impacto en el desarrollo

de nueva capacidad de generación eléctrica, ya sea mediante la promoción de la suscripción de

contratos de suministro entre generadores y Distribuidores y/o Usuarios Libres, o mediante

contratos suscritos entre generadores y el Estado peruano.

3.1.1 Ley de Concesiones Eléctricas - Año 1992

El Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), y su Reglamento aprobado por

Decreto Supremo N° 009-93-EM, se constituyen en el eje que estructura la organización vigente

del sector eléctrico peruano, y establecen los roles fundamentales de cada entidad involucrada

en el sector, de acuerdo con lo siguiente:

- El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) otorga concesiones y autorizaciones para la generación de electricidad en el territorio nacional con plazo indefinido, salvo que las mismas se otorguen a través de una licitación realizada por el MINEM, o a quien éste delegue, en cuyo caso la concesión será por un máximo de 30 años. Asimismo, emite las reglamentaciones necesarias para la aplicación de la LCE y determina el margen de reserva necesario para que el sistema interconectado garantice seguridad de suministro.

- Osinergmin vela por el cumplimiento de la LCE y aprueba las tarifas aplicables a las actividades sujetas a regulación de precios. Entre ellas, calcula anualmente los Precios en Barra que se constituyen en precios máximos de venta de generador a distribuidor en el caso de contratos sin licitación.

- El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) se encarga de coordinar la operación de los activos de generación y de administrar el funcionamiento del mercado eléctrico mayorista.

- Las empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad deben cumplir con las obligaciones que impone la ley. En caso de incumplimiento grave, el MINEM puede revocar la concesión o autorización que previamente haya otorgado.

Es principio básico de la LCE lograr el adecuado suministro del servicio eléctrico mediante la

libertad de inversión de las empresas tanto en magnitud, ubicación y oportunidad, para lo cual

se establecen, como herramientas, mecanismos regulatorios y de mercado basados en

incentivos y penalidades.

Asimismo, se espera que la seguridad de suministro se logre a partir de las decisiones de

inversión en generación eléctrica que resulten de dos señales fundamentales: i) los precios del

mercado de corto plazo (costos marginales) que son volátiles y dependen de la combinación de

tecnologías de generación que se instalen, y ii) el Precio Básico de Potencia determinado por

Osinergmin.

Complementariamente, para reducir la volatilidad de los precios del mercado, los generadores

suscriben contratos de suministro con la demanda del sistema interconectado (distribuidores

eléctricos y usuarios libres.

3.1.2 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica - Año 2006

La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, y sus

Reglamentos aprobados por Decreto Supremo N° 069-2006-EM, N° 019-2007-EM, N° 027-2007-

EM, N° 052-2007-EM, N° 027-2008-EM, N° 022-2009-EM y Nº 026-2016-EM, modifican y

complementan algunos aspectos operativos de la LCE estableciendo reglas que fortalecen sus

incentivos económicos; así:

- Como alternativa a los Precios en Barra, los contratos destinados al suministro de los Usuarios Regulados pueden ser suscritos entre generadores y distribuidores vía licitaciones supervisadas por Osinergmin y al precio que resulte de dichas licitaciones, siempre que no exceda el máximo determinado por el Regulador. Estos contratos, de hasta 20 años de duración, se espera sean un vehículo que permita el desarrollo de nueva generación eléctrica al brindar un flujo más estable de ingresos por un plazo prolongado.

- Se establece la planificación de la transmisión eléctrica, la cual es aprobada por el MINEM, existiendo obligación de éste de materializar el contenido de dicho plan.

- Se declara de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para los Usuarios Regulados.

La intención de esta ley es reducir la intervención administrativa en la determinación de los

precios a los Usuarios Regulados y hacer uso, en la medida de lo posible, de mecanismos de

mercado en la provisión de electricidad, reduciendo los riesgos asociados a la discrecionalidad

regulatoria. Asimismo, se busca reforzar el sistema de transporte de electricidad que es un

elemento esencial para el adecuado funcionamiento del mercado eléctrico.

3.1.3 Ley que Promueve la Generación Eléctrica con Recursos Energéticos Renovables – Año

El Decreto Legislativo N° 1002 (DL 1002) y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N°

012-2011-EM, complementan la LCE y la Ley N° 28832 mediante un marco legal especial para

efectos de promover la generación con fuentes de energía de origen renovable (RER) de acuerdo

con el Plan Nacional de Energías Renovables que debe aprobar el MINEM como parte del Plan

Nacional de Energía. Asimismo, cada cinco años el MINEM debe establecer el porcentaje

objetivo de la demanda de energía a ser abastecido por generación renovable, cuyo valor

actualmente es de 5%.

Se establece lo siguiente:

- La electricidad generada con fuentes renovables (biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz e hidroelectricidad de hasta 20 MW) tiene prioridad de compra en el mercado eléctrico de corto plazo.

- La cantidad de electricidad proveniente de cada tipo de fuente renovable debe ser planificada por el MINEM.

- El precio a pagar por la energía proveniente de fuentes renovables se obtiene mediante una subasta conducida por Osinergmin que promueve la suscripción de contratos entre los generadores RER y el MINEM para viabilizar la construcción de nuevas centrales de generación eléctrica de fuentes renovables.

La intención es dotar de incentivos económicos a los inversores en estas tecnologías, y así mismo

establecer un mecanismo de planificación que permita controlar qué fuentes de energía se

deben desarrollar de acuerdo con las necesidades de política de Estado.

Cabe señalar que no existe en principio impedimento para que las centrales RER se conecten al

SEIN sin que medie una subasta. En este caso dichas centrales serán remuneradas a costo

marginal y pago de potencia más los ingresos que puedan obtener por la suscripción de

contratos de suministro con Usuarios Libres o Distribuidoras, así como por la venta de su energía

firme a otros generadores.

3.1.4 Decreto de Urgencia N° 032-2010 (no vigente)

El Decreto de Urgencia N° 032-2010 dispuso, entre otros, que hasta diciembre de 2012, las

licitaciones para suministro de energía eléctrica a que se refiere la Ley Nº 28832 tendrían en

cuenta los lineamientos que estableciera el MINEM respecto a la participación de cada

tecnología y a los plazos para iniciar las licitaciones. De ser necesario, a fin de cumplir con tales

lineamientos el MINEM podía conducir o encargar a PROINVERSION la conducción de los

procesos de licitación para el suministro de energía a los Usuarios Regulados.

Al respecto, con Resolución Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM se estableció que la tecnología

fuera la hidroeléctrica, encargándose a PROINVERSION el correspondiente proceso, que utilizó

a Electroperú S.A. como el comprador obligado de la licitación de suministro. Posteriormente,

Electroperú S.A. ha suscrito contratos de suministro con las distribuidoras del holding estatal

FONAFE.

3.1.5 Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo del Polo Petroquímico

en el Sur del País – Año 2012

La Ley N° 29970 establece como de interés nacional la toma de medidas para afianzar la

seguridad energética, para reducir la dependencia externa y para la confiabilidad de la cadena

de suministro de energía.

Complementariamente, la citada ley determina que el MINEM establece la cartera de proyectos

para incrementar la seguridad en el suministro de energía.

Al respecto, dicha ley señaló como proyecto específico para incrementar la seguridad

energética, el nodo energético del sur; el cual fue adjudicado por PROINVERSION de acuerdo

con lo establecido por el reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 038-2013-EM2, el

cual dispone que cada dos años el MINEM aprobará los requerimientos de nueva generación

eléctrica necesarios para afianzar la seguridad energética, a propuesta del COES.

En este caso los contratos de capacidad son suscritos entre el generador y el Estado peruano, el

cual garantiza el pago de un precio de capacidad más los costos operativos en que se incurra por

operación de la unidad de generación. Estas unidades no están impedidas de suscribir contratos

de suministro con Usuarios Libres o Distribuidoras, así como de vender su energía firme a otros

generadores. Inclusive, el mencionado reglamento, prevé que en el caso de centrales

hidroeléctricas durante el proceso de subasta se promoverá la suscripción de contratos de

suministro de electricidad con Distribuidores y Usuarios Libres.

2 Modificado por Decreto Supremo N° 002-2015-EM.

3.1.6 Contratos Ley

Al amparo del Decreto Legislativo N° 674 (DL 674), que declara de interés nacional la promoción

de la inversión privada en el ámbito de las empresas que conforman la Actividad Empresarial del

Estado y del Decreto Legislativo N° 1224 (DL 1224) Decreto Legislativo del Marco de Promoción

de la Inversión Privada mediante Asociaciones Público Privadas y Proyectos en Activos, el

Ministerio de Energía y Minas ha encargado a PROINVERSION (antes CEPRIs y COPRIs) la

realización de procesos de promoción de la inversión privada en la provisión de electricidad.

Dichos procesos han culminado con la suscripción de contratos con rango de ley aplicables a

concesiones individuales, en algunos casos pudiendo establecer condiciones especiales para el

adjudicatario, respecto de la aplicable a otros agentes que se rigen por la legislación general

prevista en las normas generales.

A la fecha se tiene suscrito por parte el MINEM diversos contratos ley en materia de generación

eléctrica:

i. Reserva Fría de generación eléctrica derivados de la DL 1041: 5 contratos.

Contrato Empresa

Reserva Fría de Generación – Planta Talara EEPSA

Reserva Fría de Generación – Planta Ilo Enersur

Reserva Fría de Generación – Planta Eten Cobra – Enersa

Reserva Fría de Generación – Planta Pucallpa Energías del Perú

Reserva Fría de Generación – Planta Puerto Maldonado Energías del Perú

ii. Suministro de electricidad proveniente de hidroeléctricas: 1 contrato.

Contrato Empresa

Contrato de concesión para el Suministro de Energía Eléctrica

destinada al Servicio Público de Electricidad

Generación

Eléctrica Cheves

iii. Suministro de electricidad proveniente de hidroeléctricos derivados del Decreto de

Urgencia N° 032-2010: 3 contratos.

Contrato Empresa

Energía de Centrales Hidroeléctricas Generación

Huallaga

Energía de Centrales Hidroeléctricas Generación

Hidroeléctrica del

Energía de Centrales Hidroeléctricas Cerro del Aguila

iv. Nodo Energético del Sur derivado de la Ley N° 29970: 2 contratos.

Contrato Empresa

Nodo energético en el sur del Perú Samay I

Nodo energético en el sur del Perú Enersur

3.2 PRINCIPIOS A TOMAR EN CUENTA

3.2.1 El Mercado de Corto Plazo y los contratos de suministro

De acuerdo con la Ley N° 28832 y el Decreto Ley N° 25844, la generación de electricidad es una

actividad de libre entrada y salida que se organiza alrededor de un mercado denominado de

corto plazo, en el cual todos los generadores participantes se obligan a vender electricidad en

las cantidades que determine el ente operador del sistema, denominado COES, sin tomar en

cuenta los contratos de suministro que estos pudieran tener con distribuidores o usuarios libres.

El COES decide los niveles de producción de modo que se minimice el valor esperado del costo

total de atender la demanda eléctrica, la cual se asume como inelástica en el corto plazo.

El proceso se puede entender mediante el siguiente ejemplo: sean dos empresas de generación

eléctrica las únicas que operan en el Mercado de Corto Plazo, cuyas curvas de costos de

producción se expresan por las funciones crecientes y cóncavas )( 11 qc y )( 22 qc , con límites de

capacidad 1q y

2q , y una demanda en el mercado de d unidades. En este caso el operador

buscará resolver el siguiente problema decidiendo sobre las cantidades 1q y

2q que debe

producir cada generador,

qcqcMin

La solución de este problema es conocida y corresponde al nivel de producción en que ambas

empresas igualan sus costos marginales si ninguna de ellas alcance su nivel máximo de

producción o, caso contrario, una de las empresas producirá a su nivel máximo si no es posible

igualar sus costos marginales, en este último caso si dicha empresa fuese la de costos 1c se dará

que su costo marginal será menor que el costo marginal de la empresa con costos 2c . Una vez

establecido el nivel de producción, el COES fija el precio “s” del Mercado de Corto Plazo como

el mayor de los costos marginales de los generadores requeridos en el despacho. Es decir

1 ,maxdq

dcs . De este modo se garantiza que los generadores recuperarán al menos sus

costos operativos cuando son requeridos por razones de despacho económico.

Complementariamente, y con la finalidad de que cada generador no sólo recupere al menos sus

costos operativos, sino que cubra también sus costos fijos “f”, se establece un pago adicional “i”

proporcional al tamaño de su planta de generación y su disponibilidad, el cual se denomina pago

por potencia.

Como resultado, el beneficio total de un generador que participa del Mercado de Corto Plazo

está dado por la siguiente ecuación fiqcsq )( . Dicho beneficio resulta ser

aleatorio y depende, entre otras cosas del nivel de producción q que decida el COES para el

generador y del costo marginal s producto del despacho económico, por lo que es función del

escenario de despacho económico que se le revele.

Al respecto, debe notarse que bajo cualquier escenario de despacho económico se da eficiencia

productiva, pues se minimizan los costos de operación lo que a la vez implica que el generador

maximiza beneficios, ello por cuanto la cantidad producida es tal que el costo marginal del

generador es menor o igual que s, dependiendo de si se agotó o no su capacidad de producción

disponible.

Corresponde entonces evaluar la utilidad que de estos beneficios deriva el propietario de la

empresa, quien recibirá como cantidad variable en función del escenario k de despacho

económico que ocurra y que, por tanto, le reportará una utilidad esperada

kkvvEU )()]([ , donde k es la probabilidad que ocurra el escenario k y v es una

función de preferencias sobre el valor de , la cual es monótona creciente y en caso de ser

adverso al riesgo, como es lo normal, tendría una forma como la mostrada en la Figura 1. Así

que la utilidad que le reportará recibir el valor esperado ][E con certeza es mayor que la

utilidad de recibir aleatoriamente; es decir k

kk vv )()( .

Figura 1.

2 E[v]

La utilidad esperada se puede expresar como función de los momentos estadísticos de

aplicando el Teorema de Taylor alrededor de su valor esperado, ][E , de modo que

]])[[(!

])[(])[(

. Esta última expresión se suele reducir a sus dos

primeros términos de modo que la utilidad esperada se aproxima mediante la media y la

varianza de la variable tal que ])[],[(][])[("5,0])[( VEUVEvEvU 3, es

decir que la utilidad esperada del propietario de la empresa de generación en el caso de ser

adverso al riesgo se incrementa al incrementarse la media de o cuando se reduce la varianza

de , dado que en el caso de agentes adversos al riesgo v”(π)< 0 para cualquier valor de π4.

Por tanto, es razonable suponer que la gestión de la empresa generadora buscará lograr

3 Si bien esta aproximación es estrictamente válida cuando v(x) es cuadrática o cuando la distribución es normal, de modo que los momentos estadísticos de orden 3 y superiores son funciones de la media y la varianza, es ampliamente utilizada en los modelos de análisis de decisiones bajo incertidumbre aprovechando la ley de los grandes números. 4 Solo a modo de ilustración, si un agente es neutral al riesgo entonces v”(π)= 0 y solo se centrará en

maximizar el valor esperado de sin tomar en cuenta su distribución. De igual modo, si un agente es

amante del riesgo, entonces v”(π)> 0 e intentará maximizar la varianza de de , además de su valor

esperado, pues deriva utilidad del peligro que supone no conocer que ocurrirá ante la decisión que tome.

v(E[π])

beneficios esperados mayores a la vez que reducir la varianza de los mismos. La Figura 2,

muestra las curvas de isoutilidad correspondientes, es decir aquellas combinaciones de valor

esperado y varianza que generan un mismo nivel de utilidad.

Con esta finalidad, entre otros, el generador eléctrico suscribe contratos que le permiten

modificar los beneficios obtenidos ante la ocurrencia de un escenario de despacho k. Así, cabe

señalar que en el caso de la suscripción de contratos de venta de electricidad aplica la siguiente

regla en el Mercado de Corto Plazo:

Si un generador suscribe un contrato de suministro de electricidad, se hace responsable en

el Mercado de Corto Plazo por la energía consumida por su cliente debiendo efectuar pagos

equivalentes a dicha energía valorizada al precio de “s” de dicho mercado más aportes

proporcionales a la máxima demanda del cliente para poder efectuar el pago por potencia.

Como resultado, la utilidad del contrato está dada por la diferencia entre el precio de venta p y

el pago unitario s que el generador efectúa en el Mercado de Corto Plazo como resultado del

contrato. En cuanto a los aportes para el pago de potencia, éstos son la fuente del ingreso por

potencia (i) del generador, por lo que sin pérdida de generalidad se puede asumir que esta parte

del contrato le genera un costo nulo en un sistema equilibrado, y el pago unitario que efectúa

el generador en el Mercado de Corto Plazo por su contrato es sólo por s.

Figura 2.

Como consecuencia, el beneficio de la empresa que ha firmado contratos toma la forma

)()( spefiqcsq , donde al beneficio que brinda el Mercado de Corto Plazo,

por el simple hecho de participar del mismo ( fiqcsq )(0 ), se le agrega el beneficio que

produce el contrato, es decir e(p – s).

Resulta evidente que es sobre la componente contractual e(p – s) se cuenta con poder de

decisión mediante el control de los valores que se establezcan para e y p; y dependiendo de ello

se producirán relaciones entre la media y la varianza del beneficio de la empresa como se

muestran en la línea solida de la Figura 3, donde el punto “X” corresponde a la decisión de no

firmar contratos, y sólo operar en el mercado de Corto Plazo, con resultados E[π0] y V[π0], en

tanto cada línea que se aleja de dicho punto corresponde a una trayectoria producto de la

decisión de incrementar la contratación de energía a un precio fijo.

U2 U3 U4

U4> U3> U2> U1

El nivel de contratación óptimo de la empresa corresponderá a aquél que maximice la utilidad

del propietario y se obtendrá donde las curvas sólidas y punteadas de la Figura 3 sean tangentes.

No obstante, dicho nivel estará asociado al precio p de contratación, pues a mayor precio con la

misma energía contratada se puede alcanzar un mayor nivel de utilidad esperada, por lo que la

cantidad óptima a contratar será función del precio de contratación. Cabe aclarar que el sentido

de crecimiento de las curvas sólidas es aquél que supone contratar más y más energía e y que

todas las curvas se curvan para un mismo valor de varianza asociado a una cantidad única de

energía a contratar, indistintamente del precio contractual que se suscriba.

En este punto hacemos notar que existe entonces en condiciones normales una correlación

positiva entre la cantidad de energía a contratar y el precio requerido para efectuar dicha

contratación. Es decir, a mayor cantidad contratada mayor precio requerido, siendo que dicho

precio diferirá del valor esperado del costo marginal del sistema E[s], siendo por lo general

mayor, ello como consecuencia de que al existir aversión al riesgo el valor incremental por sobre

el valor esperado del costo marginal corresponde a una prima que refleja la valoración del riesgo

que supone pasado cierto punto incrementar la varianza de los beneficios como resultado de

contratar más energía.

Figura 3.

Finalmente, hacemos notar que en la Figura 3, p2 se corresponde con el valor esperado de los

costos marginales durante el plazo contractual, es decir p2=E[s], y que cualquier precio menor a

éste implica una reducción del beneficio esperado, respecto del que se obtendría sin suscribir

contratos; y en consecuencia son valores inviables en la práctica pues no habría valor ganado en

ese tipo de operación.

Como consecuencia de todo lo señalado se puede concluir que en un mercado como el peruano,

en principio al momento de suscribir un contrato de suministro los costos marginales esperados

se constituyen en la referencia mínima para establecer el precio contractual, siendo natural que

pasado cierto límite de energía contratada se cargue una prima por el riesgo de asumir nuevos

contratos, la cual dependerá de la forma que adopte la función de utilidad del generador.

p4> p3> p2> p1

U3> U2> U1

En este sentido, es razonable que el precio se indexe de modo que siga la evolución de los costos

marginales del Mercado de Corto Plazo, lo que usualmente se realiza de manera indirecta a

través de seguir la evolución de los precios de los combustibles que determinan el valor de los

costos marginales, pues como se ha explicado estos se derivan de los costos variables de

producción de las centrales eléctricas, los que se hallan altamente dominados por el combustible

utilizado para generación eléctrica.

En este punto, hacemos hincapié en que todo el desarrollo mostrado resulta coherente en el

largo plazo cuando los costos marginales reflejan los costos reales de suministro de energía

eléctrica, caso contrario por ejemplo el precio requerido no solo incorporará la prima por riesgo

de cantidad contratada, sino otra prima (o adicional) para cubrir aquellos costos que el Mercado

de Corto Plazo no cubre.

Sin perjuicio de lo anterior, y como ha sido señalado en el Informe “Revisión del Marco

Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano” (elaborado por CEPA y NEGLI), esta relación entre el

costo marginal esperado y los precios contractuales de las licitaciones de suministro se han

perdido como consecuencia de las reglas que distorsionan la operación del Mercado de Corto

Plazo, como son la persistencia de costos marginales idealizados por casi 10 años5 y que no

estuvo prevista al momento en que suscribieron los contratos vigentes, una tarifa de gas natural

que no refleja el costo económico del mismo6, los altos take or pay suscritos por los generadores

eléctricos como resultado de regulaciones que les forzaron a contratar capacidad que no

necesitaban porque no les supondría costo alguno (pero que luego fueron derogadas) 7 , la

promoción de centrales eléctricas que han generado un nivel de sobreoferta que no se justifica8

y que afecta el valor de los precios del mercado eléctrico (posiblemente subvalorándolos).

De este modo, si bien al momento de suscribir el contrato los precios pueden haber reflejado

costos esperados (como lo muestra el hecho que los mismo fueron menores que los precios

máximos establecidos por Osinergmin en cada licitación), los cambios regulatorios acontecidos

durante la vigencia de los contratos están ocasionando que las empresas generadoras

modifiquen su conducta para maximizar los beneficios que pueden derivar de los mismos (e

inclusive minimizar las pérdidas que el nuevo marco legal les pudiera ocasionar), de modo que

por ejemplo ante la abundancia de nuevas centrales hidroeléctricas y los costos que suponen

los contratos take or pay y ship or pay de gas natural, las generadoras que utilizan gas natural

han venido declarando precios del gas natural para el despacho económico muy por debajo del

costo medio del mismo, lo que ha originado que el costo marginal se reduzca a niveles que hacen

insostenible la inversión en nueva generación (pues ni siquiera cubren los costos variables) a

menos que se recurra a mecanismos de ayuda especiales (como han sido el Nodo Energético del

Sur, las subastas por nuevas centrales hidroeléctricas, la reserva fría y algunas energías

renovables).

Así por ejemplo, la siguiente figura muestra como inicialmente, al momento en que se

efectuaron las licitaciones que gobiernan los contratos vigentes, Osinergmin esperaba que al

vencer la aplicación de los costos marginales idealizados hacia fines de 2011 (como estuvo

inicialmente previsto), se produciría un incremento de estos que posteriormente se atenuaría

5 Decreto de Urgencia N° 049-2008 y todas sus ampliaciones. 6 Precio regulado de Camisea, Ley N° 29970, Ley N° 29969. 7 Decreto Legislativo 1041 8 Decreto de Urgencia N° 037-2008, Decreto de Urgencia N° 049-2008, Decreto Legislativo N° 1002 y Ley N° 29970.

con el ingreso de nuevos proyectos de generación que se comprometieran a través de las

licitaciones de suministro. En este contexto, los precios contractuales (que desde hace mucho

son aproximadamente 10% mayores que los Precios en Barra) se ubicarían siguiendo a los costos

marginales en términos de media anual; sin embargo, como consecuencia de la intervención

regulatoria ha ocurrido que los precios contractuales se ubican persistentemente por encima de

los costos marginales del sistema.

La figura siguiente, de elaboración propia, muestra lo comentado.

Figura 4.

Fuente: COES/Osinergmin

Como se discute más adelante lo que se ha producido es que mediante intervención en la

legislación sectorial se ha modificado las condiciones prexistentes al momento de la suscripción

del contrato, sin que el mismo haya contemplado algún mecanismo para enfrentar este riesgo,

no obstante que como se menciona también más adelante la legislación que habilitó el sistema

de licitaciones, prevé que los precios de los contratos pueden ser modificados si se justifica ello.

3.2.2 Riesgos y su asignación

En el presente apartado se identifican y analizan los riesgos a los que están sujetos las partes en

los Power Purchase Agreements (en adelante, PPAs), asimismo, se determina la asignación más

adecuada de los referidos riesgos. Con el objeto de cumplir la finalidad precedente, se han

revisado los siguientes documentos que sirvieron de base para el presente capitulo:

Understanding Power Purchase Agreement – Power Africa.

Key Considerations in Power Purchase Agreement (PPA) Risk Allocation and Common

Clauses Which Form Part of a PPA – Nigerian Bulk Electricity Trading PLC.

Regulatory Review of Power Purchase Agreements: A Proposed Benchmarking

Methodology - Energy Sector Management Assistance Program.

Important Features of Bankable Power Purchase Agreements for Renewable Energy

Power Projects.

Financiación Global de Proyectos, Project Finance – Diego Gómez Cáceres y Juan Jurado

Madico.

Inversión en proyectos autofinanciados “Project Finance” – Ignacio Pérez de Herrasti y

de Goyeneche.

El contrato de "Project finance" – María José Vañó.

Perspectiva legal de la financiación de proyectos “Project Finance” y el manejo de riesgo

– Ligi Catherine Arias Barrera.

Previo a desarrollar cada uno de los riesgos en particular, resulta importante determinar qué es

lo que se entiende por riesgo y cuáles son los principios que se deben seguir para asignarlos. El

riesgo podría definirse como aquella probabilidad de ocurrencia de eventos perjudiciales que

resulten afectando negativamente un proyecto. Los riesgos derivan de la incapacidad de

predecir el futuro e indican un grado de incertidumbre suficientemente importante como para

ser percibida. En los contratos, el nivel de riesgo está asociado con los rendimientos esperados,

en este sentido, a mayor riesgo, mayor desviación de los rendimientos esperados.

Al suscribir un contrato las partes buscan beneficiarse mutuamente con el negocio, para tal

efecto deben procurar contrarrestar cualquier contingencia posible que pudiera presentarse

frente a ellas, por lo que deben desplegar una adecuada asignación de riesgos con el objeto de

mitigarlos. La correcta identificación y asignación de riesgos representa altas posibilidades de

éxito del proyecto, debido a que se tiene previsto anticipadamente las acciones que promueven

y corrigen lo que corresponda para el cumplimiento de las obligaciones contractuales que se

prevean. Por el contrario, una incorrecta definición y asignación de los riesgos supone, en la

mayoría de las ocasiones, el incumplimiento de las obligaciones contractuales que llevarían

finalmente de la resolución del contrato.

Uno de los principios esenciales en la asignación de riesgos en el financiamiento de proyectos

es que los riesgos deben ser asignados óptimamente, de manera tal que la parte más capaz para

gestionarlos sea quien los asuma.

El principio antedicho es especialmente válido para los PPAs. Existen algunos casos que los

riesgos pueden ser mejor soportados por una tercera parte, por ejemplo, por una empresa

transmisora que se encargue del tendido de la línea para la interconexión. Sin embargo, la

tercera persona no es parte del PPA por lo que no podría asumir este riesgo directamente, en

estos casos es más complejo determinar cuál de las partes será la que deba soportar el riesgo.

El riesgo que se encuentra bajo el mejor control de un tercero y que es asumido por una de las

partes de PPA puede, por ejemplo, ser transferido al tercero a través de programas de respaldo

(back to back) entre el PPA y el contrato con la tercera parte.

Existen riesgos generales que se presentan a lo largo del proyecto, otros que se presentan en la

fase previa a la construcción, la fase contractiva y finalmente otros que se hacen presentes en

la fase operativa. A continuación, se señala una división de los riesgos que, de manera genérica,

se han identificado en los PPAs: (i) Riesgos generales, son aquellos que se dan a lo largo de la

ejecución del contrato; (ii) Riesgos antes de la construcción, son aquellos que se presentan en la

etapa previa al inicio de la construcción de la planta; (iii) Riesgos en la etapa constructiva; y,

finalmente, (iv) Riesgos en la operación.

3.2.2.1 Riesgos Generales

3.2.2.1.1 Modificaciones en la normativa y en el régimen tributario

Al momento de negociar el acuerdo, el inversionista tiene en cuenta el marco normativo vigente,

ya que en este se fijan las reglas que las partes del PPA deberán respetar a lo largo de la ejecución

del acuerdo. Dentro de lo anterior, el referido marco normativo establece los parámetros con

los cuales se fijará la tarifa mediante la que el inversionista será retribuido por el servicio.

A lo largo de la ejecución del contrato el marco normativo inicial puede sufrir modificaciones

que impliquen mayores obligaciones para el inversionista encargado del proyecto como, por

ejemplo, la exigencia de nuevos permisos, la creación de nuevos impuestos, nuevas obligaciones

ambientales, entre otras. Estas modificaciones pueden alterar el equilibrio económico financiero

inicial del Contrato y ocasionar una reducción en el retorno esperado por el inversionista o,

incluso, pueden representar el fracaso del proyecto.

El riesgo de modificación del marco normativo se materializa cuando entra en vigencia una

nueva norma, se modifica la existente o cuando la interpretación que los tribunales o

autoridades administrativas le asignan a una norma existente es distinta al criterio interpretativo

que se venía utilizando hasta dicho momento.

Otra consideración importante es determinar el momento en que se debe considerar que existe

el marco normativo aplicable, normalmente se suele poner como fecha determinante la fecha

en que se suscribió el Contrato. Sin embargo, si la tarifa se fija en el proceso de subasta, resulta

coherente que esta sea la fecha que se debe considerar para determinar el marco normativo

aplicable, puesto que corresponde a la oportunidad en la que el inversionista toma en cuenta el

marco normativo vigente para determinar el monto ofertado. En algunos contratos se suele

definir la fecha base, a fin de evitar incertidumbres o futuras disputas.

A fin de mitigar el riesgo bajo análisis, resulta de gran importancia determinar en el PPA a la

parte que deberá soportarlo. Ahora bien, con el objetivo de que el PPA resulte bancable, los

prestamistas demandarán que este riesgo sea asumido por el comprador. Así, con frecuente

regularidad en los PPA se incluyen cláusulas que establecen que cualquier cambio normativo

que implique alguna afectación a la seguridad jurídica del inversionista será soportado por el

comprador.

3.2.2.1.2 Riesgo Político - Expropiación

Existe el riesgo de que el Gobierno decida interferir en el funcionamiento del proyecto de

generación, sea de manera directa o indirecta, afectando el funcionamiento del proyecto o su

viabilidad económica. Lo anterior, implica que el Inversionista no genere más ingresos, esto es,

no tenga ningún retorno por las inversiones realizadas, conllevando a que no pueda hacer frente

a las deudas asumidas por el proyecto.

En razón de lo anterior, es que resulta importante y necesario establecer las consecuencias de

la expropiación, previéndolas en el PPA. La expropiación puede ser tanto relacionada a la central

propiamente dicha o a las acciones del proyecto, siendo que ambos casos deben estar cubiertos

en el PPA. Asimismo, resulta necesario que en el PPA se prevean los casos de expropiación

indirecta, en los cuales, si bien el Gobierno no expropia directamente los activos del

Inversionista, toma medidas que de manera indirecta produce que este último no tenga el

control efectivo sobre aquellos. Entre las aludidas medidas es posible mencionar a onerosas

imposiciones regulatorias, restricciones de compra, entre otras. El riesgo bajo análisis debe ser

cubierto a través de las cláusulas relativas a la fuerza mayor o cambios de ley o cambios

impositivos, ya que, salvo el caso en que los perjuicios sean compensados por el comprador,

aquello podría significar el fracaso del proyecto.

En línea con lo anterior, tal como es importante determinar qué es expropiación, resulta igual

de importante determinar qué no es expropiación, ya que, de lo contrario, podría ocurrir que el

Gobierno enfrente severas penalidades por tomar acciones legitimas que no son generalmente

reconocidas como equivalentes a la expropiación. Los Gobiernos tienen facultades para regular

la actividad económica en el país, lo que incluye tomar medidas en materia energética,

ambiental, tributaria, entre otras. No obstante, estas medidas no pueden ser arbitrarias y deben

ser adoptadas bajo criterios de buena fe, proporcionalidad, no siendo discriminatorias, ni

atentar contra la propiedad privada.

Por otro lado, en aquellos casos en que el Inversionista concrete acuerdos con empresas

estatales responsables por la infraestructura asociada al proyecto, como la transmisión o el

transporte de gas natural, es importante que se distinga la expropiación -que en esencia es un

acto político-, de las disputas comerciales, las cuales deben ser resueltas por las reglas

establecidas contractualmente y en el fuero pertinente.

3.2.2.1.3 Fuerza mayor

El PPA debe incluir una cláusula de fuerza mayor en la cual se prevea la ocurrencia de eventos

de fuerza mayor, entendidos como aquellos eventos extraordinarios e imprevisibles, o en caso

de ser previstos no hayan podido ser evitados, que provoquen el cumplimiento parcial, tardío o

defectuoso de las obligaciones contractuales. Este evento debe estar fuera del control razonable

de la parte obligada, pese a los esfuerzos desplegados que muestren la diligencia ordinaria para

evitar o menguar los efectos del evento en cuestión. La asignación de los costos y el riesgo de

pérdida asociado a la fuerza mayor dependerá de la disponibilidad de seguros que cubran dicho

riesgo, y en algunos casos, estará asociada al riesgo país.

La fuerza mayor puede encontrar su origen en actos políticos del país en donde se desarrolla el

proyecto, o del país de origen del Inversor, o a hechos de la naturaleza. Es por ello que los hechos

de fuerza mayor deben estar delineados con precisión y claridad en los contratos, esto con la

finalidad de evitar que cualquiera de las partes pretenda librarse de las obligaciones

contractuales alegando fuerza mayor.

Es importante señalar que los efectos de la declaración de fuerza mayor no se limitan al PPA,

sino que se hacen extensivos a aquellas obligaciones que se encuentran vinculadas con el PPA y

que fueron igualmente afectadas por el evento, por ejemplo, a los contratos de suministro de

gas natural en los casos que corresponda. Asimismo, en el caso que un evento de fuerza mayor

afecte un servicio vinculado a la operación de la central ocasionando incumplimiento del

contrato, los efectos de dicha fuerza mayor también se aplican al contrato de PPA, este es el

caso de que por un evento de fuerza mayor se producen fallas en los ductos de gas natural

imposibilitando el suministrado a las centrales, las cuales dejan de operar a falta de dicho

combustible. Excepcionalmente, existen algunas centrales que por las características

particulares de sus contratos y la finalidad especifica que persiguen se encuentran preparadas

para operar en circunstancias de emergencia, no pudiendo exonerarse de responsabilidad en

caso dicho evento ocurra.

3.2.2.1.4 Riesgos ambientales

Este riesgo comprende a todos los daños potenciales o actuales que la construcción y posterior explotación del proyecto sea capaz de generar al medio ambiente. La actualización de este riesgo puede llegar a ocasionar severos retrasos y considerables perjuicios al proyecto en cualquiera de sus fases, incluso representando la frustración del proyecto o la conclusión anticipada de aquel durante su operación. El Inversionista deberá cumplir con la normatividad vigente en temas de impacto social y ambiental del proyecto, contando con instrumentos de gestión ambiental que permitan tener desarrollado un plan de acción y sistemas de monitoreo.

3.2.2.2 Riesgos antes de la construcción

3.2.2.2.1 Aprovisionamiento de Terrenos

El procurarse un terreno sobre el cual se desarrollará y operará la central eléctrica es

responsabilidad del Inversionista a cargo del proyecto. Ahora bien, siguiendo el principio de

asignar el riesgo a quien este en mejor posición para soportarlo, en caso de que el terreno

pertenezca al comprador o este tenga un leasing o una concesión sobre el mismo, la

responsabilidad de proveer el terreno recaerá más apropiadamente sobre el comprador. Resulta

de interés para ambas partes, el comprador e Inversionista encargado del proyecto, asegurar

que se tendrá derecho de ocupación sobre el terreno durante todo el tiempo que dure el PPA.

En este sentido, en caso que el PPA sea renovado deberá asegurarse la extensión del derecho

de ocupación.

3.2.2.2.2 Incumplimiento en el comienzo de la construcción

El comprador tiene especial interés que el Inversionista encargado del proyecto empiece con la

construcción de la planta dentro de los plazos determinados, ya que cualquier retraso puede

implicar el incumplimiento del PPA. Si bien algunos retrasos pueden no ser consecuencia directa

de actos realizados por el Inversor, como sucede en los casos en los que la empresa constructora

no cumple con las obligaciones asumidas en el contrato de construcción, ello no implica

exonerar de responsabilidad al Inversionista frente al comprador, por el contrario, aquel es

plenamente responsable. En este caso, podría darse la resolución automática del contrato o

quedaría en potestad del comprador solicitarla. El retraso en el comienzo de la construcción

implica para la compañía un incremento en el coste financiero y posiblemente un alargamiento

del calendario de amortización.

En algunos PPAs se otorga la opción al Inversor encargado del proyecto de extender el plazo de

comienzo de la construcción, lo cual implicaría el pago de una penalidad a fin de compensar los

daños que ocasionaron la demora inicial.

3.2.2.3 Riesgos en la etapa constructiva

3.2.2.3.1 Abandono

En los contratos normalmente se establecen hitos que el Inversor del proyecto debe ir

cumpliendo a lo largo de la construcción a fin de poder entrar en operación comercial en el plazo

previsto. El cumplimiento de estos hitos es de interés del comprador a fin de asegurarse de que

la construcción sigue avanzando y no ha sido abandonada.

El abandono del proyecto configura un incumplimiento del contrato y habilita al comprador a

resolverlo.

Cuando la central se encuentra en etapa de operación resulta más complejo determinar el

tiempo en el cual se considera que el proyecto ha sido abandonado, dependiendo en este caso

de las características particulares de cada proyecto.

3.2.2.3.2 Retraso en la obtención del Certificado de Puesta de Operación Comercial

Conforme se mencionó en el apartado anterior, los Contratos establecen hitos que el Inversor

debe cumplir a fin de entrar en Operación dentro de plazo contractual. La Puesta en Operación

Comercial (POC) de la Central habilita a que la planta pueda operar de manera adecuada y, por

consiguiente, cumplir con sus PPAs. En caso de incumplimiento en la obtención del certificado

de la POC, salvo casos de fuerza mayor o alguna otra causal de exoneración debidamente

acreditada, implica un incumplimiento del PPA, lo cual habilita al comprador a pedir el

resarcimiento por los daños que la demora le ocasionen y/o la resolución del PPA.

A fin de mitigar este riesgo, el Inversor encargado del proyecto puede suscribir un contrato llave

en mano para la construcción de la central, siendo que si bien en caso de retraso en la POC deba

responder frente al comprador, estará en condiciones de exigirle a la empresa constructora una

compensación por los daños y perjuicios causados.

3.2.2.3.3 Incremento de Costos de Construcción

Establecer un precio o tarifa que sea adecuado y cubra los costos e inversiones del proyecto

resulta ser un objetivo clave para el desarrollo de proyectos energéticos por el sector privado.

Una forma para determinar la tarifa es a través de subastas, en las cuales el precio ofertado más

bajo representa la elección del adjudicatario del proyecto. A fin de que los costos de

construcción queden determinados desde un principio y no estén sujetos a incrementos, el

Inversor del proyecto busca negociar contratos llave en mano con la compañía constructora. De

esta forma se logra que tanto el Inversor, a través del PPA, como la compañía constructora, a

través del contrato de construcción, soporten este riesgo. Sin embargo, existen algunas

excepciones, por ejemplo, cuando los costos de construcción se incrementan por una variación

en los requerimientos del comprador o por algún cambio en el marco normativo. En esos casos,

el PPA deberá permitir que el comprador le pague al Inversor una compensación por los costos

adicionales, o que se realice un ajuste en la tarifa de manera tal que se cubra el incremento de

costos de construcción y cualquier incremento financiero asociado a dicho costo.

3.2.2.3.4 Derecho de ocupación

Resulta trascendental para el desarrollo y operación de la central eléctrica que el Inversor cuente

con algún derecho de ocupación sobre el lugar seleccionado para tal efecto.

Dependiendo de las características del proyecto, el derecho de ocupación puede tomar distintas

formas. De esta manera, el Inversor puede ser propietario del terreno donde se desarrollará la

planta o puede tener un contrato de leasing para utilizar el terreno o una concesión.

Adicionalmente con esto, el Inversor debe contar con las servidumbres y derechos de accesos

necesarios para llevar a cabo las actividades de construcción respecto de las infraestructuras

asociadas al proyecto, como, por ejemplo, las líneas de transmisión.

3.2.2.3.5 Infraestructura asociada

Por lo general, el Inversionista del proyecto es el que determina y asume la adecuación necesaria

de los caminos y vías de conexión, así como las vías de transporte necesarias para el acceso a la

zona de ejecución.

La responsabilidad del Inversionista puede ser ampliada al tendido de nuevas líneas de

transmisión, a la instalación de nuevas tuberías o a la reubicación de las existentes para el

suministro de los servicios públicos necesarios de los que se va a servir el proyecto. La

disponibilidad de estos servicios usualmente recae en el Inversionista, sin embargo, ello puede

variar en los casos en los que el comprador se encuentre en mejor posición para suscribir los

contratos de suministro de aquellos servicios.

Asimismo, cuando una parte importante de la infraestructura (como por ejemplo la línea de

transmisión, el ducto de gas o la carretera) va a ser asumida por el comprador o por el Gobierno,

el riesgo asociado a dicha infraestructura debe ser asumido por el comprador.

3.2.2.3.6 Infraestructura para la interconexión

Resulta trascendental que en el PPA se establezca la parte que deberá soportar el riesgo de

conectar la instalación a la subestación a través de las redes de transmisión. Es preciso

determinar con exactitud hasta donde llegan las obligaciones del Inversor encargado del

proyecto, si incluye la implementación de una red de transmisión hasta la subestación donde se

configurará el punto de conexión de la central. Mientras más significante sea este riesgo, ya sea

por el terreno, las distancias, el poblado, o la falta de capacidad en las líneas de transmisión

existentes, los prestamistas van a buscar que el comprador soporte todo o parte significante de

dicho riesgo.

3.2.2.3.7 Incumplimiento en la capacidad o desempeño

Resulta posible que como resultado de las pruebas y comisionamiento la central no cumpla con

los requisitos de desempeño establecidos en el Contrato. En este caso, dependiendo de la

desviación a la capacidad exigida, se podrá otorgar al Inversor la posibilidad de adecuar la

central, a fin de cumplir con el contrato. Sin embargo, aquello implicará un retraso en la

obtención del certificado de la POC de la central.

Si es que la desviación es demasiado grande y no existe posibilidad de adecuar la central para

que cumpla con la capacidad requerida, se presentan dos opciones. La primera, es aceptar la

central con las variaciones que tiene y cobrar las penalidades que correspondan en razón de las

variaciones en la producción. La segunda opción es rechazar el proyecto por no cumplir con el

contrato y por consiguiente resolver el PPA. Es lógico que la compañía del proyecto sea quien

soporte el riesgo de rendimiento de la central a lo largo del PPA, ya que es la especialista en el

proyecto, por tanto, se encuentra en mejor posición para garantizar el desempeño esperado.

3.2.2.4 Riesgos en la operación

3.2.2.4.1 Riesgo de Mercado o Comercial

Existe el riesgo de que el Inversor del proyecto, por distintas razones, no pueda ver retribuido el

costo y margen por la totalidad de la energía generada en el mercado o por la capacidad que

posee para efectuarlo. Respecto a ello, en el PPA se debe determinar si el pago que recibirá el

Inversionista es por poner a disposición del comprador cierta capacidad o por la energía

efectivamente entregada. En este sentido se podrían incluir las siguientes cláusulas: (i) Take or

Pay y (ii) Deliver or Pay. La primera, es aquella cláusula a través de la cual el vendedor se

compromete a tener disponible determinada capacidad, recibiendo un pago por esa capacidad,

sin importar la cantidad utilizada o si efectivamente se utilizó. Esta cláusula otorga mayor

seguridad a la compañía encargada del proyecto, ya que le asegura un retorno a pesar de no

entregar toda o parte de la energía, siendo que con dicho retorno puede afrontar los costos de

operación, mantenimiento entre otros. La segunda cláusula es aquella que consiste en que el

comprador debe pagar por aquella cantidad de energía que ha sido efectivamente entregada,

de modo que se paga por la energía consumida y no por la capacidad de despacho.

3.2.2.4.2 Suministro de materia prima

Un elemento crítico para la implementación de un proyecto de energía es asegurar el suministro

de materia prima a largo plazo y el precio de esta última.

El riesgo de escasez de los recursos naturales que son esenciales para el funcionamiento de la

central debe ser asignado teniendo en cuenta la parte que se encuentra en mejor posición para

asumirlo, así como considerar la viabilidad financiera del suministro, la posibilidad de utilizar

algún combustible alternativo y el estado de desarrollo del mercado de suministro de

combustible.

Normalmente los compradores van a buscar que el Inversionista del proyecto asuma el riesgo

de procurarse el suministro de combustible. Sin perjuicio de ello, en algunos casos, el Inversor

no se encuentra en una posición muy ventajosa para negociar estos acuerdos, siendo más bien

el comprador o el Gobierno quien se encuentra en una mejor posición de efectuarlo. En este

último supuesto el comprador asumirá el riesgo a través de un acuerdo de peaje (Tolling

Arrangement), siendo el responsable de procurar el suministro de combustible suficiente a la

central. Por su parte, el Inversor deberá asegurarse de que el combustible recibido sea utilizado

de manera eficiente. A través de estos arreglos, el comprador va a entrar en los contratos de

suministro, siendo responsable por el pago de dicho suministro.

Figura 5.

Fuente: Understanding Power Purchase Agreement – Power Africa

3.2.2.4.3 Riesgo de Capacidad de Pago

Surge en caso se perciba que debido a que el marco regulatorio no permita al comprador

recuperar sus costos, este genere el riesgo de no disponer de los fondos suficientes para hacer

frente a sus obligaciones ante el suministrador.

En este caso se suele requerir al comprador algún instrumento de respaldo financiero. Así por

ejemplo, cartas fianzas, garantías liquidas en cuentas intangibles que cubran un número

determinado de meses de facturación. Cuando la contraparte es un ente estatal se suelen

requerir garantías soberanas, o el establecimiento de una obligación de compra del proyecto de

parte del Estado.

3.2.2.4.4 Cambio de divisas / Tipo de cambio

Cuando el financiamiento del proyecto se realiza en moneda distinta a la establecida en el PPA,

el Inversor debe tomar los recaudos necesarios para protegerse de las variaciones en el tipo de

cambio. Los riesgos que surgen cuando los ingresos del proyecto son en moneda local son que

la moneda local no sea libremente convertible o que el Gobierno anfitrión no cuente con las

reservas de divisas suficientes para satisfacer las necesidades de conversión a lo largo del

proyecto. Si es que existe alguno de estos riesgos las partes deben buscar mitigarlos combinando

garantías gubernamentales y seguros.

3.2.2.4.5 Incremento en los costos de operación y mantenimiento

En el momento que se suscribe el PPA el Inversor encargado del proyecto debe tener en cuenta

los costos que le va a irrogar la operación de la central. Estos costos van a depender mucho del

tipo de central que se construya. Por ejemplo, una central hidroeléctrica tiene costos de

operación bastante bajos en comparación con una central térmica.

El riesgo en este supuesto consiste en que los costos que el inversionista ha proyectado para su

central se vean incrementados por distintos motivos, dentro de los cuales se podría mencionar:

deterioro prematuro de las instalaciones, incremento en los costos de la materia prima,

obsolescencia de la tecnología utilizada, etc.

Normalmente este riesgo es asumido por el Inversor, siendo que a fin de mitigarlo suscribe

contratos de garantía con los fabricantes de las instalaciones, a través de los cuales se aseguran

su calidad y se resguardan en caso de su prematuro deterioro. Asimismo, en dichos contratos se

pueden pactar clausulas a través de las cuales el fabricante se comprometa a implementar los

avances tecnológicos pertinentes cada determinado periodo a fin de evitar la obsolescencia de

las instalaciones. Con relación al incremento de los costos de la materia prima a utilizar, el

Inversor suscribe contratos de suministro a largo plazo dentro de los cuales se conviene precios

determinados para todo el periodo del PPA, de esta manera se evita estar sujetos a la volatilidad

de dichos precios.

3.2.2.4.6 Salidas de operación forzadas por periodos prolongados

Resulta posible que ocurran casos en los que se dé la salida forzada de operación de las

centrales, ya sea por fallas de aquellas o del sistema, siendo el coordinar quien ordena la salida.

La salida de la central puede llegar a prolongarse demasiado debido a que esta o las instalaciones

asociadas requieran un mantenimiento mayor, ocasionando que el inversor encargado del

proyecto debe soportar mayores costos a los proyectados, debido al extenso periodo sin operar.

Este incremento de los costos se puede deber a que al no estar operando la central el costo

marginal en el mercado spot se eleve ya que se deben comisionar en el despacho maquinas más

caras y pudiendo llegar dicho costo a ser mayor que el costo de energía contemplado en sus

contratos de suministro.

3.2.2.5 Resumen de Riesgos de un proyecto de generación con PPA

El siguiente cuadro resume todos aquellos riesgos, descritos previamente, que enfrenta un

proyecto de generación durante las diferentes etapas que involucran la vigencia de un PPA

asociado.

Tabla 1

Etapa Generales

Antes de la

construcción

En la construcción En la operación

Riesgos

• Modificaciones en

la normativa y en el

régimen tributario.

• Político -

Expropiación.

• Fuerza mayor.

• Riesgos

ambientales.

• Aprovisionamiento

de Terrenos.

• Incumplimiento en

el comienzo de la

construcción.

• Abandono.

• Retraso en la

obtención del

Certificado de

Puesta de

Operación

Comercial.

• Incremento de

Costos de

Construcción.

• Derecho de

ocupación.

• Infraestructura

asociada.

• Infraestructura para

la interconexión.

• Incumplimiento en

la capacidad o

performance.

• Riesgo de Mercado

• Suministro de materia

prima.

• Cambio de divisas /

Tipo de cambio.

• Incremento en los

costos de operación y

mantenimiento.

• Riesgo tecnológico.

• Salidas de operación

forzadas por periodos

prolongados.

• Riesgo de Capacidad

de pago.

Mitigantes

• Conocimientos de

los marcos

normativos.

• Due Dilligence

legal.

• Contratos de

Estabilidad y/o

Seguridad Jurídica.

• Cláusulas

contractuales de

responsabilidad.

• Involucramiento de

alguna entidad o

agencia

multilateral.

• Cobertura

mediante seguros

de riesgo político.

• Verificación de

todos los permisos y

licencias.

• Cláusula contractual

de responsabilidad.

• Seriedad, solvencia y

experiencia del

constructor.

• Garantías ofrecidas

por el constructor.

• Contratos “llave en

mano”.

• Garantías ofrecidas

por el constructor.

• Reconocimiento de

sobrecostos por

modificación en las

especificaciones.

• Acuerdos o

derechos sobre

terrenos e

infraestructura.

• Estudio de demanda

por asesores

solventes.

• Pagos por consumo y

por disponibilidad y

(contratos take or pay

y take and pay).

• Acuerdo de

responsabilidad de

aprovisionamiento de

materia prima.

• Contratos de garantía

y actualización con

fabricantes.

• Cobertura mediante

seguros

• Garantías financieras

o de compra de

activos.

Fuente: Elaboración propia

3.2.3 Los PPA o contratos de suministro

Los PPA (Power Purchase Agreements) se constituyen en una parte critica en la fase de procura

de un proyecto; pues en el caso de contratos como los promovidos por la Ley N° 28832 y que

tienen por finalidad promover el desarrollo de capacidad de generación nueva, gobernarán al

proyecto por los próximos 20 años (como máximo) y se constituyen en el fundamento para las

decisiones de financiamiento, desarrollo, construcción, operación y mantenimiento del

proyecto.

Un PPA es un contrato entre dos partes, una compradora y otra vendedora, que tiene por

finalidad facilitar la compra y venta de electricidad, y en consecuencia deben responder a

decisiones responsables de parte del comprador, debiendo estar seguro que efectivamente se

requiere asegurar una demanda eléctrica, por lo que generalmente se hace uso de algún estudio

prospectivo al respecto.

La obligación principal del comprador es pagar la tarifa acordada, en tanto la del vendedor es

entregar la electricidad en las condiciones pactadas, y de ser el caso, construir una central de

generación conforme a lo acordado. Asimismo, el PPA se enfoca en equilibrar el riesgo con el

precio, así desde el punto de vista de la demanda, le brinda certeza en cuanto a suministro, y

desde el punto de vista del suministrador un flujo de dinero estable en el tiempo.

En algunos modelos regulatorios, una vez definida la necesidad de un PPA, se puede precisar la

tecnología y ubicación requerida, lo cual puede afectar la confiabilidad y el costo del sistema, así

como afectar aspectos sociales y ambientales, por lo que es necesario que este tipo de

decisiones se hallen adecuadamente estudiadas. Ello usualmente responde a la política

energética de cada país.

Los PPA usualmente se negocian mediante dos caminos, ya sea mediante una solicitud de

propuestas directamente a ciertos agentes, o mediante un proceso competitivo abierto pero

con restricciones para garantizar que participen quienes realmente tienen la capacidad y

experiencia para desarrollar un proyecto y operarlo con las condiciones que se le exijan. Sin

embargo, indistintamente de la vía adoptada es importante que se establezcan los mecanismos

regulatorios de transparencia durante el proceso que permitan asegurar que se logra valor por

el dinero comprometido en el PPA.

Cabe señalar que, si bien los prestamistas del proyecto (quienes lo financien) no son partes del

PPA, es importante conocer su opinión pues el PPA es un elemento esencial para lograr la

bancabilidad de un proyecto. En particular es recomendable que se preste atención a los

siguientes aspectos:

Plazo: debe ser suficientemente largo para permitir que la deuda sea repagada.

Tarifa: La tarifa debe ser estable y predecible.

Cambios en la legislación sectorial e impuestos: los prestamistas usualmente no tienen

disposición a asumir estos riesgos.

Credibilidad del comprador: si el comprador no es suficientemente creíble, los

prestamistas requerirán otras seguridades que encarecerán el costo y pueden complicar

el desarrollo del proyecto.

Calidad del vendedor: los prestamistas consideran la experiencia, reputación y fortaleza

financiera del propietario del vehículo especial de inversión que se crea para ejecutar el

proyecto.

Facturación y pago: la facturación debe tener una frecuencia mínima mensual o

quincenal para minimizar la cantidad de energía expuesta a impago, de modo que se

garantice el pago de la deuda.

Moneda del contrato: generalmente se solicita que la moneda del contrato sea la

misma con la que se financia, caso contrario se solicita alguna cobertura por variación

cambiaría o un mecanismo de indexación con un mecanismo de sinceramiento de

costos.

Termino: Los prestamistas tienen interés en que el comprador no pueda dejar el PPA de

largo plazo pues dejaría al proyecto sin capacidad de pagar la deuda. Por esta razón es

importante establecer razonablemente las causales de terminación y de fuerza mayor.

Default del comprador: los prestamistas suelen requerir que el vendedor pueda ejercer

algún derecho, inclusive la terminación del contrato, si el comprador falla en pagar sus

obligaciones.

Cabe señalar que la bancabilidad es importante debido a que aun cuando una empresa tenga

acceso a capital barato, puede preferir desarrollar el proyecto sin usar como respaldo su

patrimonio (off-balance sheet) para asegurar que el mismo no sea afectado por el proyecto. De

igual modo, puede ser preferible para los prestamistas relacionarse con un vehículo de propósito

especial creado para el proyecto que esté limpio en cuanto a obligaciones con otros

prestamistas. En este caso se trata entonces de que la disponibilidad de financiamiento se

sustenta en los resultados del proyecto y por ello la importancia de atender los puntos

señalados.

3.2.4 Aspectos que inciden en la competencia

Aspectos que han sido motivo de señalamiento a lo largo de los diferentes estudios realizados

por Osinergmin en cuanto a las licitaciones de suministro en el marco de la Ley 28832 (“Revisión

del Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano”.2016, “Reforzamiento de la

implementación de la planificación de la generación eléctrica”.2015, “Criterios y Procedimientos

para Licitaciones de Suministro de Electricidad”.2008) son:

La inconveniencia de poner a competir en un mismo proceso a centrales depreciadas

con proyectos de generación en desarrollo.

La inconveniencia de no separar los crecimientos de demanda, de la demanda

preexistente.

Al respecto, debemos comentar lo siguiente. Actualmente, las licitaciones se vienen efectuando

haciendo competir por igual a las centrales eléctricas existentes con proyectos de generación

eléctrica. La razón para ello, es la teoría de que la existencia de una amenaza creíble de nuevos

entrantes es suficiente para controlar la posibilidad de ejercicio de poder de mercado, de este

modo los generadores existentes (incumbentes) nunca ofrecerán un precio mayor al que

ofrecería un nuevo entrante y que debiera ser igual al costo marginal de largo plazo.

Si bien este razonamiento es válido, requiere que las barreras de entrada existentes no impidan

el ingreso oportuno que permita disciplinar al mercado y generar algún efecto real en sus

precios.

En general las barreras de entrada se deben entender como las ventajas de que goza una

empresa establecida respecto de los potenciales entrantes, así por ejemplo podemos citar,

costos hundidos, comprensión de la dinámica del mercado y del sistema regulatorio,

relacionamiento con las diferentes entidades del mercado, normativas especiales no aplicables

a nuevos agentes, posibles colusiones, acceso a tecnología, beneficios tributarios, contratos

cautivos con una cuota del mercado, etc.

Al respecto, y como se ha señalado previamente, en principio en los procesos de licitación se

observa lo siguiente:

Existen barreras de entrada para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos de

envergadura, debido a que las regulaciones vigentes brindan una serie de facilidades a

la generación eléctrica con gas natural (lo que le confiere una ventaja adicional a la

propia diferencia de plazos normales para desarrollar ambos tipos de proyectos). Esto

se ha tratado de manejar mediante un factor de incentivo que aborda la diferencia de

precios, pero no la diferencia de plazos entre ambos proyectos.

Existen barreras de entrada para el caso de las centrales renovables debido a que el

producto licitado es por potencia y no por energía, lo que exige que el entrante

disponga de potencia firme, siendo que actualmente las centrales eólicas y

fotovoltaicas se les considera carentes de potencia firme.

Si un generador existente puede evitar el ingreso de un nuevo agente, intentará lograrlo

por ejemplo a través de decisiones de nuevas inversiones, las cuales se pueden

apalancar con los ingresos generados por los contratos de largo plazo suscritos por su

generación existente. De este modo, por ejemplo, si cuenta con contratos de suministro

de largo plazo respaldados con generación existente, puede ofrecer un precio menor al

de equilibrio de largo plazo para evitar la entrada de nuevos agentes. Si bien en el corto

plazo esto puede implicar una reducción de sus ingresos, en el largo plazo seguirá

contratando sus centrales de generación existentes a precios de largo plazo,

recuperando la pérdida inicial. Esto puede generar que la amenaza de entrada pierda

credibilidad y ante situaciones en que la demanda licitada obliga a asignar alguna

cantidad contractual a todos los generadores existentes (es decir todos son pivotantes)

los precios resultantes no se vean limitados a los costos marginales de largo plazo.

Existe un problema de incentivos que promueve que las distribuidoras eléctricas

generen una barrera de entrada al no brindar la información, ni tomar las acciones

necesarias, para lograr los mejores precios de compra. Ello debido a que su derecho a

recargar la tarifa del usuario regulado es directamente proporcional a los precios

contractuales. En consecuencia, para las distribuidoras resulta mejor que los precios

contractuales sean lo más elevados posibles.

El primer problema requerirá que los procesos de licitación se generen con suficiente

anticipación, sin embargo, esto solo podría tratarse a nivel normativo, delegando la

convocatoria y conducción de las licitaciones a un agente independiente que actúe como

comprador único (tal como ocurre en otros países, y se explica más adelante). Alternativamente

se debe evaluar la modificación de los incentivos para promover contrataciones con mayores

plazos de anticipación.

El segundo problema se podría solucionar si se puede instrumentar algún producto que no

requiera de la disponibilidad de potencia firme. Esto se desarrolla más adelante.

El tercer problema, si bien es especulativo, en cuanto a que sería necesario probar mediante un

estudio ad-hoc que las amenazas de entrada no son creíbles, a modo de medida preventiva

podría enfrentarse realizando licitaciones diferenciadas, en donde solo puedan participar

nuevos proyectos, de aquellas en que solo pudiera participar la generación existente. En este

caso, sin embargo, resulta completamente imprescindible que no se promueva la entrada de

nueva generación de manera indiscriminada, pues al final si se producen situaciones como las

actuales de exceso de capacidad en el sistema eléctrico, el costo social se incrementará.

Para ello, parece razonable lo propuesto en el estudio “Criterios y Procedimientos para

Licitaciones de Suministro de Electricidad”, de contar con un sistema de validación del

crecimiento de la demanda de los distribuidores eléctricos, que muestra la efectiva necesidad

de nueva generación producto de los crecimientos de demanda esperados. Este tema se

desarrolla más adelante.

En cuanto al último problema, sería necesario modificar la fórmula de recarga de la tarifa con la

finalidad de no solo tomar en cuenta la anticipación con que se convoca una licitación, sino

alinearlo con el objetivo de lograr la menor tarifa para el usuario regulado.

4 MODALIDADES CONTRACTUALES EN EL MERCADO PERUANO

PARA LA ATENCIÓN DE LOS USUARIOS REGULADOS

El actual mercado eléctrico peruano tiene múltiples actores, incluye en la oferta a diversos

generadores que operan con diferentes tipos de tecnología (principalmente gas natural e

hidroeléctricos) y, en representación de la demanda regulada, a diferentes distribuidores. Así,

se presenta una cantidad numerosa de relaciones contractuales y de precios aplicables para un

mismo producto y cantidad, según la naturaleza del contrato y su oportunidad de suscripción.

En tal sentido, en el presente capítulo describiremos en detalle los mecanismos contractuales

previstos por la normatividad vigente, a fin de cubrir la demanda de los Usuarios Regulados.

Algunos de estos mecanismos tienes además una vocación expresa de promover el desarrollo

de proyectos de generación, tal como las licitaciones de suministro llevadas a cabo por las

Distribuidoras. Asimismo, también se describirán los mecanismos contractuales celebrados por

el Estado con el objeto de desarrollar proyectos de generación.

Cabe señalar que no se hará un recuento de los mecanismos contractuales definidos por el

marco regulatorio para la cobertura de los Usuarios Libres de sus requerimientos de potencia y

energía, al no estar dentro de los alcances establecidos en los Términos de Referencia.

4.1 OBLIGACIÓN DE LOS DISTRIBUIDORES POR LA DEMANDA DE SUS USUARIOS REGULADOS El artículo 2º de la LCE dispone lo siguiente:

“Artículo 2º de la LCE.- Constituyen Servicios Públicos de Electricidad: a) El suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o destinado al uso colectivo, hasta los límites de potencia fijados por el Reglamento; y, b) La transmisión y distribución de electricidad. El Servicio Público de Electricidad es de utilidad pública”

Debido a la naturaleza de servicio público de la atención del suministro de los Usuarios

Regulados, los artículos 30° y 34° de la LCE establecen la obligación de las Distribuidoras de

garantizar el suministro regular de energía eléctrica a favor de los Usuarios Regulados:

“Artículo. 30º.- La actividad de distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, solo puede ser desarrollada por un solo titular con carácter exclusivo. La concesión de distribución no puede ser reducida sin autorización del Ministerio de Energía y Minas. (…) Artículo 34º.- Los Distribuidores están obligados a: b) Garantizar la demanda para sus usuarios regulados por los siguientes veinticuatro (24)

meses como mínimo”;

Por su parte, el literal f) del artículo 36° de la LCE establece lo siguiente:

“Artículo 36°.- La concesión definitiva caduca cuando: (…) f) en caso el concesionario de distribución, no acredite la garantía de suministro por el plazo previsto en el inciso b) del artículo 34 de la presente Ley, salvo que haya convocado

a licitaciones públicas de acuerdo a la normativa vigente y no haya obtenido ofertas para cubrir el total de sus requerimientos por el plazo indicado.”

Como se podrá apreciar, la garantía de suministro que los distribuidores deben otorgar a los

Usuarios Regulados, se plasma en contratos de suministro que los distribuidores deberán tener

con los generadores, con un plazo contractual mínimo de 24 meses, siendo que para dicho

efecto los artículos citados expresamente prevén como causal de caducidad de la concesión la

falta de dichos contratos de suministro por el plazo requerido.

Estas no son las únicas reglas que el marco legal contiene para asegurar la cobertura de la

demanda de los usuarios regulados. De acuerdo al numeral 15 del artículo 1° de la Ley 28832, se

define Licitación como un proceso de concurso público para el suministro de electricidad en

condiciones de competencia, que posibilitará la suscripción de contratos con las características

que se señalan en el artículo 8 de la presente Ley. Con relación al proceso de Licitación, la Ley

28832 establece las siguientes disposiciones que merece tener en cuenta:

- El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con Precios Firmes que serán trasladados a los Usuarios Regulados (artículo 4.1).

- Es facultad de cada Distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de compra de potencia y energía, así como los plazos contractuales a licitar. Los contratos con plazos inferiores a cinco (5) años no podrán cubrir requerimientos mayores al veinticinco por ciento (25%) de la demanda total de los Usuarios Regulados del Distribuidor (artículo 4.4)

- Es obligación del Distribuidor iniciar un proceso de Licitación con una anticipación mínima de tres (3) años, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura de contratos (artículo 5.1).

- El Distribuidor podrá iniciar Licitaciones con una anticipación menor a tres (3) años por una cantidad no mayor al diez por ciento (10%) de la demanda total de sus Usuarios Regulados, a fin de cubrir las desviaciones que se produzcan en sus proyecciones de demanda. En estos casos Osinergmin aprobará los plazos contractuales correspondientes a propuesta del Distribuidor (artículo 5.2).

- En los casos en que, como resultado de la Licitación, no se obtuvieran ofertas de

abastecimiento suficientes a un precio inferior o igual al precio máximo para cubrir toda

la demanda licitada, se priorizará la asignación de las ofertas ganadoras a la atención de

la demanda de los Usuarios Regulados. En estos casos, se efectuará una nueva

convocatoria dentro de un plazo máximo de treinta (30) días hábiles, debiendo

incorporarse las modificaciones que sean necesarias al proceso de Licitación, las que

deberán ser aprobadas por el OSINERG (artículo 7.2).

De una interpretación sistemática de todas las disposiciones normativas antes citadas queda

claro que el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado se consigue a través de

los procesos de Licitación, las cuales corresponde ser conducidas por las Distribuidoras.

Adicionalmente, dependiendo de si se trata de una licitación de largo, mediano o corto plazo,

conforme se ha explicado, los Distribuidores tienen las siguientes facultades:

Tabla 2

Modalidad de

Licitación

Oportunidad de iniciar la Licitación

Definición del periodo de carencia

Definición de la cantidad de electricidad requerida

Definición del plazo de

suministro

Diseño de las Bases

Largo plazo Restringida en los meses

definidos en el Procedimiento de Osinergmin

Restringida, anticipación mínima de 3

años.

Absoluta Restringida a un máximo de

20 años.

Restringida, el Distribuidor

diseña y Regulador aprueba

Mediano plazo

Restringida en los meses

Restringida, anticipación mínima de 3

años.

Restringida no mayor al 25%

de la demanda de su mercado

regulado

Restringida a un máximo de

5 años

Corto plazo Restringida en los meses

Restringida, con una

anticipación menor de 3

años.

Restringida no mayor al 10%

de la demanda de su mercado

regulado

Nula el Regulador

aprueba los plazos

Pese a la claridad del mandato establecido por el artículo 5.1 de Ley 28832, en el sentido que las

Distribuidoras tienen la obligación de iniciar un proceso de Licitación, su artículo 3.2 permite a

las Distribuidoras suscribir los denominados Contratos sin Licitación, cuyos precios no podrán

ser superiores a los Precios en Barra a que se refiere el artículo 47 de la LCE.

Aplicando una lectura literal y aislada del artículo 3.2 de la Ley 28832 podríamos llegar a la

conclusión de que la Distribuidora queda facultada para decidir si los requerimientos de

electricidad para el abastecimiento seguro y eficiente de su demanda regulada son cubiertos

con Contratos sin Licitación o Contratos con Licitación, dejándose sin efecto de esta forma la

obligación de convocar Licitaciones descrita en el artículo 5.1 de la propia Ley 28832.

Como se advierte, estamos frente a una antinomia entre el artículo 3.2 y el artículo 5.1 de la Ley

28832, lo cual no es infrecuente, dado que el ordenamiento jurídico está compuesto por una

diversidad de disposiciones o normas producidas por diversas fuentes, muchas de las cuales

pueden llegar a contraponerse afectando la coherencia del ordenamiento. No obstante, debe

recordarse que la coherencia normativa implica la existencia de la unidad sistémica del orden

jurídico, lo que, por ende, indica la existencia de una relación de armonía entre todas las normas

que lo conforman.9

Para resolver la controversia debemos tener en cuenta que la jurisprudencia utiliza la noción de

plenitud jurídica, la cual significa que todo hecho de implicancia intersubjetiva se encuentra

sometido al ordenamiento jurídico, aun cuando no haya alcanzado regulación preceptiva. Se

trata de aquella capacidad definitiva para encontrar respuesta a todas las controversias, aunque

no todas tengan la respuesta expresamente regulada por una norma jurídica. De esta forma, el

ordenamiento es completo en el sentido de que el Estado garantiza que todo conflicto de

intereses que se presente tendrá una solución, aunque para ello se tenga que razonar a base de

9 Asís Roig, R. de “El proceso de decisión. La interpretación jurídica” en Jueces y normas, Marcial Pons, Madrid, 1995 p. 16

elementos ajenos al derecho positivo. Se considera que un ordenamiento es pleno en la medida

que contiene una norma, principio, valor o modo de integración que, en buena cuenta, permite

regular cualquier caso o situación de naturaleza jurídica que se presente en la sociedad10.

Sobre el particular, para efectos de resolver la antinomia y determinar si el Distribuidor tiene la

obligación o no de convocar Licitaciones para evitar que la demanda de los Usuarios Regulados

quede sin cobertura de contratos, utilizaremos el principio de especialidad (norma general

prima por sobre la norma especial).

Al respecto, el artículo 3.1 de la Ley 28832 tiene por finalidad describir uno de los tipos de

contratos de suministro que puede suscribir el Distribuidor, mientras que el artículo 5.1 de la

Ley 28832 tiene por finalidad imponer la obligación del Distribuidor de realizar Licitaciones y por

ende suscribir Contratos con Licitación. Como se advierte, el artículo 3.1 constituye la norma

general al referirse a la descripción de los contratos de suministro que puede suscribir el

Distribuidor para la demanda regulada, mientras que el artículo 5.21 constituye la norma

especial al referirse expresamente que el mecanismo de licitaciones y por ende los Contratos sin

Licitación deberán ser utilizados para evitar dejar de cobertura a la demanda regulada.

Si bien la diferencia es sutil, creemos importante tener presente el principio de especialidad para

resolver la antinomia presentada en la Ley 28832, ya que de aceptar que el mecanismo de

Licitaciones es potestativo para el Distribuidor, llegaríamos al extremo de que las Distribuidoras

al no utilizar los procesos de Licitación por otorgarles los Contratos sin Licitación un mayor

margen de ganancia, dejen en desuso las disposiciones de la Ley 28832. En otras palabras, pese

a que la Ley 28832 ha dispuesto expresamente que el mecanismo de licitaciones tiene por

objetivo asegurar la suficiencia de generación eficiente asegurando al consumidor final una

tarifa eléctrica más competitiva; y, la efectiva competencia en el mercado de generación; con la

interpretación de que las Distribuidoras tiene la potestad de utilizar el mecanismo de

licitaciones, se dejaría en sus manos dar cumplimiento o no a tal mandato de la Ley 28832.

Llegado a este punto debemos precisar que, si bien nuestra interpretación se contrapone a la

práctica comercial institucionalizada por las Distribuidoras desde la aprobación de la Ley 28832,

ello no es obstáculo para aplicar la nueva interpretación pues, no es admisible la derogación de

una ley por la existencia de prácticas o costumbres contra legem11. En ese sentido, el mandato

de que las Distribuidoras están obligadas a convocar Licitaciones se mantiene incólume y por lo

tanto es exigible su cumplimiento.

De igual forma, si bien los autores del Libro Blanco manifestaron de forma expresa que no había

restricciones para que las Distribuidoras adquieran la electricidad mediante los Contratos sin

Licitación en lugar de realizar procesos de Licitación 12 llegando incluso a predecir que los

Generadores optarían preferentemente por suscribir los Contratos sin Licitación 13 , merece

indicar que una vez construido el texto de la ley, se despoja ésta del pensamiento del legislador

para vivir una vida propia e independiente, vale decir, que se convierte en una entidad separada

de su fuente directa y se subordina, esencialmente, al medio social y a sus transformaciones. En

10 Asis Roig R.de. Op cit p. 17 11 Sentencia recaída en el Expediente N° 047-2004-AI/TC. Fundamento jurídico N° 76 12 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005, p. D10 13 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005, p 56 y D-11

consecuencia, la ley puede cobrar un sentido diverso del que pensaron sus autores, inclusive,

llegar a producir resultados no previsibles en la época de su promulgación 14 . Más aún, el

proyecto de ley que preparó la comisión encargada de la elaboración del Libro Blanco, no

contenía el texto del Artículo 5° de la Ley 28832, el cual ordena al Distribuidor iniciar un proceso

de Licitación con una anticipación mínima de tres (3) años, a fin de evitar que la demanda de sus

Usuarios Regulados quede sin cobertura de contratos (artículo 5.1).

De acuerdo a ello, dado que como explicaremos más adelante, la facultad otorgada a las

Distribuidoras para decidir realizar procesos de Licitación o negociaciones bilaterales con los

Generadores, ha generado distorsiones en el mercado mayorista, en el desarrollo de nuevos

proyectos de generación, en la promoción de los mecanismos por el mercado y en la competitiva

y eficiencia del PNG que pagan los Usuarios Regulados, corresponde dejar atrás la opinión

sentada por los autores del Libro Blanco, y aplicar plenamente el carácter obligatorio para los

Distribuidores, de los procesos de Licitación.

Ahora bien, dado que es innegable que las Distribuidoras también tienen la opción de suscribir

Contratos sin Licitación, consideramos que dicha opción sería únicamente viable en caso los

mecanismos de licitación no hayan dado resultado. De esta forma la suscripción de Contratos

sin Licitación tendría un carácter residual, por lo que correspondería en la normativa de carácter

reglamentario, la definición de las condiciones en la que el Distribuidor se encuentra autorizado

a suscribir Contratos sin Licitación, los cuales, al evitar los procesos competitivos, deberían ser

excepcionales.

En atención a lo expuesto, el Consultor considera que, para garantizar el suministro de la

demanda regulada, como regla general el Distribuidor debe convocar los diferentes procesos de

Licitación contemplados en la Ley 28832, y como excepción, suscribir Contratos sin Licitación,

cuya habilitación para su firma debería estar consignada en la normativa infralegal.

4.2 CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD RESULTANTES DE LA NEGOCIACIÓN

DIRECTA ENTRE DISTRIBUIDORES Y GENERADORES (CONTRATOS SIN LICITACIÓN) Como se indicó, los distribuidores también pueden contratar el suministro de sus Usuarios

Regulados mediante Contratos sin Licitación; sin embargo, sólo en forma subsidiaria luego de

haber llevado a cabo licitaciones con 3 años de anticipación.

Cabe indicar que el marco normativo vigente no ha expuesto como un propósito de los Contratos

sin Licitación, directa ni indirectamente, el desarrollo de proyectos de generación. Esto es

coherente pues dichos contractos, conforme lo dicta la Ley 28832, tienen como precio máximo

a las Tarifas en Barra fijadas administrativamente por Osinergmin, lo cual no necesariamente

permitiría financiar a menor costo el desarrollo de un proyecto por el “riesgo precio” debido a

que se estas tarifas se revisan anualmente.

Al respecto, si bien la normatividad legal actualmente no ha establecido un límite de plazo

contractual para los Contratos sin Licitación, al tener estos contratos un rol subsidiario y precios

firmes de corto plazo (anuales), los plazos de los Contratos sin Licitación son básicamente de

corto plazo. No obstante, la posibilidad de desarrollar proyectos de generación sólo mediante

Contratos sin Licitación no está negada, siendo que en ese caso que el inversionista enfrentará

14 Sentencia recaída en el Expediente N.° 0002-2001-AI/TC, Fundamento jurídico N.° 2

el riesgo precio asociado a la revisión anual de precios por parte del regulador si suscribe

contratos no licitados.

4.2.1 Cumplimiento del objetivo en desarrollo de nuevos proyectos de generación

De la revisión de los informes de supervisión publicados por Osinergmin, se han identificado los

proyectos de generación interconectados al SEIN cuya implementación fue decidida en el marco

del esquema remunerativo previsto en la LCE:

Tabla 3.- Centrales en operación Título

habilitante/año otorgamiento

Denominación Titular Potencia instalada

Monto de inversión

Fecha de POC

Autorización/2007 Oquendo SdF Energía S.A.C.

30 $ 19.4 M 2009

Concesión/2006 El Platanal Celepsa 220 $ 350 M 2010

Autorización/2009 Las Flores Kallpa 192 $ 110 M 2010

Autorización/2007 Pisco Egasa 70 $ 8.3 M 2010

Autorización/2007 Independencia Egesur 24 $ 13.5 M 2010

Concesión/2006 Pías I y II SdE Piura 12.6 $ 27.5 M 2012

Autorización/2010 Chilca 1 ‐ Ciclo Combinado

Engie 292 $ 374 M 2012

Concesión/2010 Huanza Empresa de Generación

Huanza

96.8 $ 251 M 2014

Concesión/1994 Machupichu II Egemsa 101.8 $ 148.8 M 2015

Concesión/2011 Santa Teresa Luz del Sur 98.2 $ 154.5 M 2015

Autorización/2015 Recka Sociedad Minera Cerro

181.3 $ 102.5 2015

Autorización/2009 Carpapata Generación Eléctrica

Atocongo

12.8 51.6 2016

Autorización 2016 C.T. Chilca 2 Engie Energía Perú

112.80 $ 140 M 2017

Tabla 4.- Centrales en ejecución de acuerdo al MINEM Título

habilitante/ año otorgamiento

Monto de inversión

Fecha prevista de POC

Concesión/2012 C.H. Centauro I y II

Corporación Minera Perú

220 $ 350 M 2010

Concesión/2001 C.H. Marañón Hidroeléctrica Marañón

192 $ 110 M 2018

Concesión/2014 C.H. Veracruz Compañía Energética Veracruz

635 $ 1443.7 M 2022

Concesión/2010 C.H. Raura II Amazonas Generación

24 $ 13.5 M 2017

Concesión/2012 Cativen I-II Compañía Minera

Poderosa

29 $ 68.6 M 2017

Título habilitante/ año

otorgamiento

Monto de inversión

Fecha prevista de POC

Concesión/2015 C.H. Tulumayo IV

Egejunin Tulumayo IV

56.2 $ 105.2 M 2018

Concesión/2013 C.H. Olmos I Sinersa 51 $ 91.3 M 2020

Concesión/2014 C.H. Curibamba Edegel 195 $ 577 M 2021

Concesión/2015 C.H. Tulumayo V Egejunin Tulumayo V

83.2 $ 158.1 M 2021

Concesión/2011 C.H. Belo Horizonte

Odebrecht 180 $ 389.2 2021

Concesión/2014 C.H. Chadín II AC Energía 600 $ 2000 2023

4.2.2 Condiciones de aplicación

Las condiciones de aplicación para el caso de los contratos no licitados se encuentran reguladas

por las Resoluciones anuales de Precios en Barra y por la Resolución N° 015-95-P/CTE de la ex -

Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy Osinergmin), las cuales establecen que los contratos los

suscritos deben considerar los siguientes aspectos:

- Bloques horarios: se consideran dos bloques, uno de punta, de 18:00 a 23:00 horas

(pudiendo exceptuar domingos y feriados si lo solicita el Distribuidor), y otro de fuera de

punta, que cubre el resto de horas del día.

- Plazo contractual: mínimo de un año. No se indica nada sobre la posibilidad de renovación.

- Ciclo de facturación: mensual.

- Objeto de Contratación: Potencia en horas punta y, si necesario, en horas fuera de punta.

- Precios aplicables: En moneda local. Se aplica por la potencia en horas de punta un precio

igual al precio en barra de la potencia de punta regulado por Osinergmin. En las horas fuera

de punta se determinará el precio de la potencia por acuerdo de partes que se base en los

costos adicionales de transmisión y transformación en que incurra el generador por

suministrar el exceso respecto de la potencia contratada en hora punta.

- Modalidad de Facturación: sistema de potencia contratada que implica una obligación

máxima de potencia a ser suministrada por el generador al distribuidor. No existe obligación

del generador de suministrar más potencia que la contratada.

El Distribuidor debe contratar las demandas máximas que tendrán derecho a tomar en horas

de punta.

En caso de existir excesos de potencia consumida de su demanda máxima respecto de la

potencia contratada, se asignará entre todos los generadores suministradores en la misma

proporción de su potencia contratada.

Se debe contratar potencia en horas fuera punta en caso la máxima demanda del

Distribuidor no ocurra en las horas de punta. De factura al distribuidor las potencias

registradas en cada barra de entrega que coincidan con la máxima demanda del cliente,

diferenciadas en horas punta y de fuera de punta considerando periodos de integración de

quince minutos.

La energía activa y los excesos de energía reactiva se facturan a los precios en barra

correspondientes fijados por Osinergmin.

No se indica la forma como se asignará la energía activa cuando se cuente con más de un

suministrador. En el caso de la potencia reactiva, se indica se asignará en la misma

proporción de las potencias contratadas.

- Indexación de precios: se efectúa cada vez que los factores de indexación varíen en más o

menos de 5% respecto del factor en la última actualización. Esta revisión se hace con

frecuencia mensual.

Los precios de potencia y energía se indexan según establezca Osinergmin, actualmente el

primero en función de la inflación local y el tipo de cambio; en tanto el segundo en función

de combustibles líquidos, gas natural y carbón.

Los precios aplicables en Barra Equivalente de Media Tensión no podrán ser mayores en

ningún caso al Precio Medio en la Barra de Media Tensión para sistemas aislados (de

acuerdo con la fórmula que establezca Osinergmin).

4.3 CONTRATOS DE CONCESIÓN PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA RENOVABLE AL SEIN El Decreto Legislativo Nº 1002 tiene por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos

Energéticos Renovables (“RER”) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el

medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. El

Reglamento vigente del Decreto Legislativo N° 1002, fue aprobado con Decreto Supremo N° 012-

2011-EM.

El artículo 5 del Decreto Legislativo Nº 1002 dispone que para vender, total o parcialmente, la

producción de energía eléctrica, los titulares de las instalaciones a los que resulte de aplicación

el Decreto Legislativo deberán colocar su energía en el Mercado de Corto Plazo, al precio que

resulte en dicho mercado, complementado con la prima fijada por Osinergmin en caso que el

costo marginal resulte menor que la tarifa determinada por el Osinergmin.

Como se advierte, el aspecto medular de este mecanismo para promover las inversiones en

generación de electricidad con RER, consiste en el establecimiento de disposiciones legales y

regulatorias de carácter especial mediante las cuales el Estado garantiza que la Sociedad

Concesionaria recibirá un ingreso mínimo (en adelante, Ingreso Garantizado) que, de no ser

alcanzado mediante la venta de la energía en el Mercado de Corto Plazo, será complementado

mediante la Prima fijada por Osinergmin y a cargo de la demanda, de manera que quede

asegurada la recuperación de la inversión y el pago de la operación y mantenimiento de la

central de generación RER a partir de la fecha de Puesta en Operación Comercial. Este

mecanismo se encuentra reflejado en todos y cada uno de los Contratos de Suministro que

resultaron de las cuatro Subastas llevadas a cabo hasta la fecha.

Para la fijación de la tarifa y la prima indicadas, el Regulador efectuará los cálculos

correspondientes considerando la clasificación de las instalaciones por categorías y grupos

según las características de las distintas RER. La tarifa y la prima se determinan de tal manera

que garanticen una rentabilidad no menor a la establecida en el artículo 79 del Decreto Ley Nº

25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

El 31.03.2010 se suscribieron veintiséis (26) Contratos de una Primera Subasta para suministro

de Energía al Sistema Eléctrico Interconectado (SEIN): cuatro (4) centrales solares fotovoltaicas,

tres (3) centrales eólicas, dos (2) centrales biomasa y diecisiete (17) centrales hidroeléctricas. En

una segunda convocatoria se adjudicó una central hidroeléctrica de 18 MW. Por tanto, en la

Primera Subasta se suscribieron veintisiete (27) contratos, que aportarán una potencia de 424,1

MW al SEIN (1 938 657 MWh/año), los cuales debieron entrar el 31.12.2012.

EI 23.08.2011, en una Segunda Subasta para Suministro de Energía al Sistema Eléctrico

Interconectado (SEIN), se adjudicó la buena pro a diez concesionarios, quienes construirán una

(1) central solar fotovoltaica, una (1) central eólica, una (1) central biomasa y siete (7) centrales

hidroeléctricas. Con estas centrales de generación se incorporarán 210 MW al SEIN (1 552 706

MWh/año). El 30.09.2011 se firmaron estos contratos de concesión. Estos proyectos estaban

previstos que se culminen el 31.12.2014.

El 12.12.2013, se llevó a cabo la Tercera Subasta para Suministro de Energía al Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN), adjudicándose la buena pro a diecinueve (19) concesionarios.

El 18.02.2014 se firmaron catorce (14) contratos de proyectos de Centrales Hidroeléctricas,

cinco (5) proyectos adjudicados no suscribieron contrato. Con estas centrales de generación se

incorporarán 192,8 MW al SEIN (1 171 509 MWh/año). La fecha referencial de Puesta en

Operación Comercial de los proyectos de generación RER de esta subasta deberá ser, a más

tardar, el 31.12.2016.

El 12.02.2016 se llevó a cabo la Cuarta Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos

Energéticos Renovables al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), habiéndose

adjudicado430 MW (1 465 167 GWh/año) en la Buena Pro a trece (13) proyectos entre los cuales

tenemos dos (2) Centrales de Biomasa, dos (2) Centrales Solares fotovoltaicas, tres (3) Centrales

Eólicas y seis (6) Centrales Hidroeléctricas.

A continuación, se describe las centrales RER en etapa de operación o construcción ejecutadas

en el marco de las Subastas RER y el régimen de remuneración previsto en el Decreto Legislativo

1002 y su Reglamento:

Tabla 5.- Centrales RER en operación Año de

adjudicación/N° Subasta

Energía Anual

Adjudicada MW

Tarifa Centavos US$/kWh

Inversión Millones

Fecha de

2010/Primera C.S. Panamericana

Consorcio Panamerican

20 50 676 21.50 87 2012

2010/Primera C.S: Majes Solar 20T

Grupo T Solar Global

20 37 630 22.25 73.6 2012

2010/Primera C.S. Repartición Solar

Grupo T Solar Global

20 37 440 22.30 73.5 2012

2010/Primera C.S. Tacna Solar Consorcio Tacna

20 47 196 22.50 85 2012

Año de adjudicación/

N° Subasta

Energía Anual

Adjudicada MW

Inversión Millones

Fecha de

2010/Primera C.E. Marcona Parque Eólico

Marcona

32 148 378 6.552 43.6 2014

2010/Primera C.E. Talara Energía Eólica

30 119 673 8.7 71.1 2014

2010/Primera C.E. Cupisnique Energía Eólica

80 302 952 8.5 198.9 2014

2010/Primera C.B. Cogeneración

Paramonga

Agro Industrias

Paramonga

23 115 000 5.2 31 2010

2010/Primera C.B. Huaycoloro Petramas 4 28 295 11 10 2011

2010/Primera C.H. Santa Cruz II Huallanca

Hidroeléctrica Santa Cruz

6.5 33 000 5.5 13.2 2010

2010/Primera C.H. Santa Cruz I Huallanca

6 29 500 5.5. 12.2

2009 2010/Primera C.H. Nuevo

Imperial Hidrocañete 4 25 000 5.599 7.5 2012

2010/Primera C.H. Yanapampa

Eléctrica Yanapampa

4.1 28 000 5.6 9 2013

2010/Primera C.H. Huasahuasi II

8 42 500 5.7 14.5 2012

2010/Primera C.H. Huasahuasi I

7.9 42 500 5.8 17.4 2012

2010/Primera C.H. Chancay Sinersa 19.2 143 000 5.9 49.1 2016

2010/Primera C.H. Poechos 2 Sinersa 10.0 50 000 6.0 20.3 2009

2010/Primera C.H. Roncador 1 Maja Energía 2 14 060 6.0 4.1 2010

2010/Primera C.H. Roncador 2 Maja Energía 2 14 060 6.0 4.1 2010

2010/Primera C.H. La Joya Generadora Energía

9.6 54 662 6.9 19.4 2009

2010/Primera C.H. Purmacana Eléctrica Santa Rosa

1.8 9 6.0 2.8 2011

2010/Primera C.H. Carhuaquero IV

Dukke Energy Egenor

10 66 500 7.0 20.3 2008

2010/Primera C.H. Caña Brava Duke Energy Egenor

6 21 500 7.0 12.2 2009

2010/Primera C.H. Las Pizarras

Eléctrica Río Doble

18 85 000 6.4 39.6 2013

2011/Segunda C.B. Moquegua Moquegua FV

16 43 000 11.9 43 2014

2011/Segunda C.E. Tres Hermanas

Consorcio Tres

Hermanas

90 415 760 8.900 185.7 2016

2011/Segunda La Gringa V Consorcio Energía Limpia

3.2 14 016 5.1 5.1 2015

2011/Segunda Canchayllo Empresa de Generación Canchayllo

3.7 25 160 4.74 10 2014

2011/Segunda Runatullo III Empresa de Generación

20 120 000 5.645 31.1 2014

N° Subasta

Energía Anual

Adjudicada MW

Inversión Millones

Fecha de

Eléctrica Junín

2014/Tercera Runatullo II Empresa de Generación

Eléctrica Junín

19 115 000 5.57 53.8 2016

2016/Cuarta C.H. Rucuy Empresa de Generación Eléctrica Río

20 110 000 42 2016

Tabla 6.- Centrales en construcción Año de

adjudicación/N° Subasta

Denominación

Titular Potencia instalada

Energía Anual

Adjudicada MW

Inversión Millones

Fecha de POC

2010/Primera C.H. Angel 1 Generadora de Energía

20 131 045 5.997 23.1 2017

2011/Segunda C.H. El Carmen

Generación Andina

8.4 45 000 5.59 27 2016

2011/Segunda C.H. 8 de agosto

Generación Andina

19 140 000 5.39 51 2016

2011/Segunda C.H. Renovandes

Empresa de Generación Santa Ana

20 150 000 5.39 65.6 2016

2011/Segunda C.H. Manta Peruana de Inversiones en

Energía Renovable

19.8 127 500 5.20 27.2 2014

2011/Segunda C.H. Huatziroki

Empresa de Generación Hidráulica

19.2 72 270 4.76 23.2 2018

2014/Tercera C.H. Karpa Hidroeléctrica Karpa

19.0 115 000 5.57 53.8 2016

2014/Tercera C.H Potrero Empresa Eléctrica Agua

19.9 132 211 5.18 45.8 2017

2014/Tercera C.H Yarucaya Huaura Power Group

16.5 115 000 5.05 34 2017

2014/Tercera C.H. Santa Lorenza I

Empresa de Generación

Eléctrica Santa Lorenza

18.7 144 280 6.48 41.7 2017

2014/ Tercera C.H. Colca Empresa de Generación

Eléctrica Colca

12.05 70 196 5.69 26.5 2018

N° Subasta

Denominación

Titular Potencia instalada

Energía Anual

Adjudicada MW

Inversión Millones

Fecha de POC

2014/ Tercera C.H. Carhuac Andran Power 20 97 000 5.48 30 2018

2014/ Tercera C.H. Laguna azul

Hidroeléctrica Laguna Azul

20 130 000 6.20 60 2018

2014/ Tercera C.H. Zaña 1 Electro Zaña 13.20 80 940 5.75 30.5 2018

2014/ Tercera C.H. Hydrica 1 IBT 6.60 35 610 5.49 22.4 2018

2014/ Tercera C.H. Hydrica 2 IBT 4 20 020 5.45 8.2 2018

2016/Cuarta C.S. Rubi Enel Green Power Perú

144.5 415 000 4.798 264.1 2018

2016/Cuarta C.E. Parque Nazca

Enel Green Power Perú

126 573 000 3.783 196 2018

2016/Cuarta C.E. Ayanunga Enel Green Power Perú

20 131 650 4.398 56.5 2018

2016/Cuarta C.H. Hydrica 6 Hydrica 6 8.9 60 000 4.590 21 2020

2016/Cuarta C.H. Her 1 Edegel 0.7 4 660 5.820 3.6 2020

2016/Cuarta C.S. Intipampa Engie Energía Perú

40 108 400 4.850 52.4 2020

2016/Cuarta C.E. Duna GR Taruca 18 81 000 5.179 26.1 2020

2016/Cuarta C.E. Huambos GR Paino 18 84 600 4.679 26.1 2020

2016/Cuarta C.H. Alli Concesionaria Hidroeléctrica

Sur Medio

14.5 69 320 4.540 28.5 2020

2016/Cuarta C.B. Huaycoloro II

Empresa Concesionaria Energía Limpia

2 14 500 7.700 4.8 2020

2016-Cuarta C.H. Kusa Concesionaria Hidroeléctrica

Sur Medio

15.6 72 530 4.540 29.3 2020

2016-Cuarta C.B. Callao Empresa Concesionaria Energía Limpia

2 14 500 7.700 4.8 2020

El artículo 5° del Decreto Legislativo 1002 y el 19º del Reglamento RER señalan que al Generador

RER Adjudicatario de un proceso de licitación, se le remunera su energía eléctrica vía dos

conceptos: i) la valorización de sus inyecciones netas de energía a Costo Marginal de Corto Plazo,

hasta el límite de la Energía Adjudicada, más los Ingresos por Potencia conforme al artículo 20°

del Reglamento RER, y ii) un monto por concepto de Prima, determinado como la diferencia

entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente Tarifa de

Adjudicación de la licitación y la valorización referida en i).

De acuerdo a ello, el artículo 7° del Decreto Legislativo 1002 establece que Osinergmin asignará

una prima a cada proyecto adjudicado mediante subasta, para cubrir las tarifas establecidas a

las centrales RER, la cual será obtenida como aportes de los usuarios a través de recargos en el

Peaje por Conexión a que se refiere el Artículo 61° de la LCE. Asimismo, dispone que Osinergmin

establezca anualmente el recargo esperado en el Peaje por Conexión, en el cual se deberá incluir

la liquidación del recargo del año anterior.

Como puede apreciarse, la Prima determinada sirve para cubrir el Ingreso Garantizado previsto

en los contratos resultantes de la Subasta, siempre que sus ventas por las inyecciones de energía

en el mercado y los ingresos por potencia no hayan cubierto dicho Ingreso.

Los precios se encuentran expresados en moneda extranjera y son actualizados anualmente con

la inflación de Estados Unidos de América en caso, el factor de ajuste varíe en más o menos que

5% respecto del último ajuste efectuado.

4.4 CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD RESULTANTES DE LICITACIONES

EFECTUADAS AL AMPARO DE LA FUNCIÓN DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN PRIVADA DE

PROINVERSION (CONTRATOS LICITADOS POR PROINVERSION) En el año 2009, Proinversión llevó a cabo la “Licitación Pública Internacional para el Suministro

de Energía de Nuevas Centrales Hidroeléctricas para el Servicio Público de Electricidad”. Cabe

señalar que dicha licitación fue iniciada por la agencia de promoción sin contar con la

habilitación normativa sectorial expresa; habiéndose utilizado como sustento la función de

promoción de la inversión privada con la que cuenta Proinversion establecida en marco

normativo de creación.

Como resultado, el 03 de diciembre del 2009, la Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A.

(SN Power – ahora Statkraft) suscribió con el Estado Peruano, el Contrato de Concesión para el

Suministro de Energía Eléctrica destinada al Servicio Público de Electricidad (“Contrato de

Concesión Cheves”).

Adicionalmente, la Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A., producto del Contrato de

Concesión, suscribió los Contratos de Suministro con las empresas Electronoroeste S.A.,

Electronorte S.A., Electro Centro S.A., Hidrandina S.A., Electro Sur Este S.A., Electro Puno S.A.,

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. y Electro Sur S.A (“Contratos de Suministro”).

Cabe señalar que el referido Contrato de Concesión y los respectivos Contratos de Suministro

establecen que los precios resultantes de la licitación que se incorporaron en los ocho (08)

Contratos de Suministro, tendrán el mismo tratamiento que los precios firmes resultantes de las

licitaciones efectuadas al amparo de la Ley 28832, disponiéndose además que Osinergmin

adecuará en lo que considere necesario sus procedimientos para dar cumplimiento al

mencionado tratamiento de precios firmes.

Posteriormente, con fecha 29 de abril de 2010 se publicó el Decreto de Urgencia N° 032-2010,

en cuyo artículo 4° se estableció que las licitaciones para suministro de energía eléctrica, a que

se refiere el Capítulo Segundo de la Ley 28832, tendrán en cuenta los lineamientos que

establezca el Ministerio de Energía y Minas respecto a la participación de cada tecnología, y a

los plazos para iniciar las licitaciones; y que, de ser necesario, a fin de cumplir con tales

lineamientos, el Ministerio de Energía y Minas podrá conducir o encargar a Proinversion la

conducción de los procesos de licitación para el suministro de energía a los Usuarios Regulados.

Cabe señalar que el Decreto de Urgencia considera adicionalmente que en caso los

Distribuidores se incorporen en la licitación, observarán las demás obligaciones y derechos

establecidos en la Ley 28832.

En mérito de ello, mediante Resolución Suprema N° 064-2010-EF, publicada el 29 de mayo de

2010, se incorporó al proceso de promoción de la inversión privada, al Proyecto “Energía para

Centrales Hidroeléctricas”, bajo los mecanismos y procedimientos establecidos en el Decreto

Supremo N° 059-96-PCM, el Decreto Legislativo 1012, así como sus normas reglamentarias

correspondientes.

Posteriormente, con Resolución Suprema N° 096-2010-EF publicada el 11 de setiembre de 2010,

se modificó la Resolución Suprema N° 064-2010-EF, a fin de que el Proyecto “Energía para

Centrales Hidroeléctricas”, se incorpore al proceso de promoción de la inversión privada, bajo

los mecanismos y procedimientos establecidos en el Decreto Legislativo N° 674 y sus normas

reglamentarias correspondientes.

Luego, el 03 de enero de 2011 se publicó la Resolución Ministerial N° 564-2010-MEM/DM, por

la cual el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó los lineamientos para las Licitaciones

de Suministro de Electricidad que se realicen al amparo del Decreto de Urgencia N° 032-2010.

El numeral 1.2 del Artículo 1° de la Resolución Ministerial ordena que en los casos que el

Ministerio inicie procesos de Licitación, o encargue a Proinversión su conducción, en

concordancia con lo dispuesto en el artículo 4° del Decreto de Urgencia N° 032-2010, el 100%

de la demanda de electricidad debe ser suministrada con centrales hidroeléctricas; así mismo,

en las Bases se asignará la cantidad de demanda que corresponde a cada uno de los

Distribuidores.

Con fecha 19 de febrero de 2011 se publicó el Decreto Supremo N° 003-2011-EM15 modificado

mediante Decreto Supremo N° 008-2011-EM, por el cual se aprobaron las disposiciones

reglamentarias del artículo 4 del Decreto de Urgencia Nº 032-2010. El citado Reglamento

estableció entre otras disposiciones normativas, las siguientes:

- El MEM o Proinversion ejercerá todas las facultades y responsabilidades que la Ley 28832

asigna a las Distribuidoras y a Osinergmin en las licitaciones cuya conducción sea asumida

por éstas.

- La potencia y energía adjudicadas en el marco del Decreto de Urgencia N° 032-2010 y sus

Lineamientos podrá ser adquirida por un comercializador, que a su vez podrá transferirla a

los Distribuidores correspondientes, en cuyo caso en el Precio Firme se incluirá un margen

de comercialización de 1%.

- Ningún Distribuidor podrá convocar a una licitación, o manifestar interés de participar en

una licitación previamente convocada, hasta que toda la potencia y energía adjudicada en

el marco del Decreto de Urgencia N° 032-2010 y sus Lineamientos sea comprometida

mediante Contratos de Suministro.

- Pautas para el cálculo del Cargo Adicional ad-hoc del incentivo por licitación anticipada a

que se refiere el artículo 10° de la Ley 28832 y del Reglamento de Licitaciones.

A diferencia del Cargo Adicional aplicable a los contratos licitados al amparo de la Ley 28832

que considera el número de meses de anticipación que media entre la convocatoria a la

licitación y el inicio de suministro, para los contratos de suministro provenientes de la

15 Modificado por Decreto Supremo N° 008-2011-EM publicado el 20 de marzo de 2011.

licitación de Proinversión del año 2011, el valor del Cargo Adicional será en función del

número de meses comprendido entre la suscripción del contrato de suministro con el

comercializador y el inicio del suministro.

Como consecuencia de la aprobación de las disposiciones reglamentarias del Decreto de

Urgencia N° 032-2010, Proinversión aprobó el 01 de marzo de 2011 la segunda modificación del

plan de promoción de la inversión privada del proyecto, con la finalidad de incorporar la figura

del comercializador en las bases y los proyectos de Contratos de la Licitación.

Con fecha 24 de marzo se llevó a cabo el acto de adjudicación del proyecto “Energía de Centrales

Hidroeléctricas”, por parte de PROINVERSION. De acuerdo con el acta publicada en la página

web de dicha entidad se adjudicaron 544 MW.

Para efectos del cierre del proceso de promoción de la inversión privada, se suscribieron los

siguientes contratos:

- Contratos de Compromiso de Inversión entre el Estado Peruano y los Adjudicatarios Empresa de Generación Huallaga S.A, Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cusco S.A., y Cerro del Águila (en adelante “Contratos de Inversión”), por los cuales se establecían los términos del compromiso del Generador de construir y poner en funcionamiento la Central Hidroeléctrica; y,

- Contratos de Suministro entre la Empresa Electricidad del Perú S.A. y las empresas Empresa de Generación Huallaga S.A, Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cusco S.A., y Cerro del Águila, cuyo objeto es el Suministro a cargo del Generador en beneficio de los Distribuidores Designados, a través del “comercializador”, con los cuales en forma posterior se suscribieron los respectivos contratos de suministro.

- Contratos de Suministro (“Contratos de Suministro”) entre Electroperú y las siguientes

Distribuidoras: Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronorte Medio S.A. – Hidrandina, Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. (Grupo Distriluz); Electro Ucayali S.A., Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Distribución Eléctrica Electro Sur Este S.A,A. y Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad de Puno S.A.A.

A continuación se detallan las centrales producto de este esquema. La información contenida

tiene por fuente a las actas de adjudicación de los procesos de Proinversión.

Tabla 7.- C.H. Cheves en operación (Statkraft) Potencia de la

central MW

Potencia Contratada

Plazo de suministro

PEHP US$ MW

PEHFP US$ MW

Fecha de POC

168.2 109 15 años desde la POC

56.23 45.05 2015

Tabla 8.- C.H. Chaglla en operación (Empresa de Generación Huallaga)

Potencia de la central

Potencia Contratada

Plazo de suministro

PEHP US$ MW

PEHFP US$ MW

Fecha de POC

456 284 MW 15 años desde la POC

54.11 43.64 2016

Tabla 9.- C.H. Pucará en construcción (Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cusco)

Potencia Contratada

Plazo de suministro

PEHP US$ MW

PEHFP US$ MW

Fecha de POC

55 MW 15 años desde la POC

58 47 2017

5 MW 53 43 2017

Tabla 8.- C.H. Cerro del Águila en operación (Cerro del Águila)

Potencia Contratada

Plazo de suministro

PEHP US$ MW

PEHFP US$ MW

Fecha de POC

525 MW 200 MW 15 años desde la POC

60.59 48.86 2016

El Contrato de Concesión Cheves establece en su cláusula cuarta lo siguiente:

“4.0 Régimen económico.

4.1 Considerando que los precios del Suministro resultan de una licitación competitiva, y en

virtud del artículo 25 del TUO, ampliado por la Ley Nº 26885, y complementado por la Ley

Nº 27701, se establece que todas las Autoridades Gubernamentales, incluyendo el

OSINERGMIN, otorgarán a los precios del Suministro incluidos en los Contratos de

Suministro, el mismo tratamiento que corresponda a los “Precios Firmes” según la Ley de

Desarrollo” (subrayado nuestro”)

En igual sentido, los Contratos de Inversión suscritos contemplan en su literal e) de la cláusula

2.2 lo siguiente:

“2.2. El Estado garantiza al Generador, en la fecha de Cierre, la veracidad y exactitud de

las siguientes declaraciones:

e) Los precios pactados en los Contratos de Suministro no serán modificados por la aplicación de las reglas tarifarias establecidas por la LCE y su reglamento ni demás normas relacionadas, y serán considerados Precios Firmes, conforme éstos son regulados en la Ley de Desarrollo [Ley N° 28832]”

En concordancia con lo establecido en el Contrato de Concesión Cheves y los Contratos de

Inversión, con fecha 06 de mayo de 2012 se publicó el Decreto Supremo N° 010-2012-EM16, por

el cual se modificó el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios

Regulados del SEIN, aprobado por el Decreto Supremo Nº 019-2007-EM, con la finalidad de

agregar el numeral 2.4 al Artículo 2° del citado Reglamento, de acuerdo al siguiente detalle:

“Artículo 2.- Del Precio a Nivel Generación

16 Modificado por Decreto Supremo N° 008-2011-EM publicado el 20 de marzo de 2011.

2.4 El cálculo de los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados, incluye los

precios de los contratos de suministro de electricidad de largo plazo, que son trasladados

a los Usuarios Regulados, ya sea que resulten de Licitaciones llevadas a cabo por los

Distribuidores o de Licitaciones encargadas por el Ministerio de Energía y Minas a

PROINVERSIÓN.”

Cabe precisar que para Distribuidores que suscribieron los Contratos de Suministro producto de

la licitación llevada a cabo por ProInversión el 2009, Osinergmin ha determinado lo siguiente:

- En la Resolución N° 270-2015-OS/CD Osinergmin ha determinado que no es aplicable el Factor de Transmisión Eléctrica previsto en el Procedimiento de Licitaciones. A criterio de Osinergmin, dado que la inclusión de dichos factores en el marco regulatorio, responde a una medida de fomento que el legislador consideró conveniente establecer en el año 2010 mediante el Decreto Supremo N° 001-2010-EM y Resolución N° 019-2010-OS/CD (con la finalidad de impulsar participación del mayor número de Generadores en las Licitaciones de Largo) es claro que la citada medida no resulta en estricto aplicable a los respectivos contratos de suministros, al tratarse de relaciones comerciales originadas con anterioridad a la vigencia de dicho Decreto Supremo, y que no se encuentran dentro del ámbito de aplicación de las citadas disposiciones normativas

- En la Resolución N° 161-2016-OS/CD se determina que no es aplicable el factor de incentivo al que hace referencia el artículo 10° del Reglamento de Licitaciones del Suministro de Electricidad. A criterio de Osinergmin, los beneficios previstos por las normas reglamentarias de desarrollo del Decreto de Urgencia N° 032-2010 no tienen efectos retroactivos, y sólo son aplicables a las licitaciones que se desarrollaron durante su periodo de vigencia (30.04.10 hasta el 31.12.12), no correspondiendo extender sus alcances a licitaciones anteriores que se condujeron bajo la normativa existente al momento de su convocatoria y que derivaron en contratos que no fueron suscritos con esas reglas, ni la establecieron en las propias estipulaciones contractuales.

Finalmente, para los Contratos de Suministro suscritos entre Electroperu y las Distribuidoras

producto de la licitación llevada a cabo por ProInversión el 2011, Osinergmin ha determinado

en la Resolución N° 270-2016-OS/CD que el factor de incentivo es aplicable desde el 01 de enero

de 2016 y no desde el 03 de agosto de 2016, fecha en la que entró en operación comercial la

C.H. Cerro del Águila.

Para el caso de Cheves, los contratos de suministro son por potencia; sin embargo, establecen

obligaciones físicas de producción de energía promedio anual por parte de las centrales

hidroeléctricas mayor o igual a la energía asociada al contrato, que si incumplidas generan la

aplicación de dos precios diferenciados a la Distribuidora durante los siguientes 12 meses de

facturación. El primer tramo de precios es el de la oferta adjudicada, hasta el límite de la

potencia media equivalente a la energía producida; el segundo tramo, para la potencia

consumida por encima de la potencia media equivalente antes señalada, será igual a los precios

en barra establecidos por Osinergmin.

Para los otros casos (Cerro del Aguila, Chaglla y Pucará), el segundo tramo implica un precio 15%

menor que el aplicable al primer tramo.

Los precios se encuentran expresados en moneda extranjera y son actualizados mensualmente

con la inflación de Estados Unidos de América (78%), la inflación local y el tipo de cambio (22%)

el factor de ajuste varíe en más que 3% respecto del último ajuste efectuado.

Para el caso de Cheves, el contrato prevé que ante situaciones de congestión y que el generador

y su cliente se ubiquen en ambos extremos del sistema congestionado, se calculará la diferencia

de valorizar las entregas del generador y los retiros asociados al contrato. Si es positivo, esta

diferencia será facturada a la distribuidora, y si es negativo será la distribuidora quien facturará

al generador esta diferencia.

Para los otros casos (Cerro del Aguila, Chaglla y Pucará), el contrato transfiere el riesgo de

congestión enteramente al Distribuidor mediante el denominado Factor de Transmisión

Eléctrica que relaciona los costos marginales promedio en las barras de compra con los costos

marginales promedio en la Barra Lima. En este caso además se transfiere el riesgo de cantidad

a Electroperu S.A., el cual garantiza el pago de una cantidad de energía mínima mensual.

Los contratos tienen un plazo de 15 años y no prevén cláusulas de equilibrio económico

financiero. La modalidad en ambos casos es por potencia contratada, sin indicar la posibilidad

de contratar potencia en horas de fuera de punta de ser necesario. La energía se asigna en la

misma proporción de la potencia contratada. No hay obligación de suministrar más potencia

que la contratada, debiendo pagarse la misma íntegramente aun cuando la potencia realmente

consumida resulte menor a la contratada.

4.5 CONTRATOS DE SUMINISTRO SUSCRITOS POR LOS ADJUDICATARIOS DE LAS SUBASTAS DE

CAPACIDAD DE GENERACIÓN EFECTUADAS AL AMPARO DE LA LEY N° 29970 Y SU

REGLAMENTO (CONTRATOS CON ADJUDICATARIOS DE SUBASTAS DE CAPACIDAD) La Ley N° 29970 establece en su artículo 1, que a fin de incrementar la confiabilidad en la

producción y transporte de energía, el Ministerio de Energía y Minas en el uso de sus facultades,

considera como principio para afianzar la seguridad en el suministro de energía, la

desconcentración geográfica de la producción de energía, y la mayor capacidad de la producción

respecto a la demanda.

Mediante Decreto Supremo N° 038-2013-EM se aprobó el Reglamento que Incentiva el

Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica dentro del Marco de la Ley N° 29970, el

cual tiene por objeto aprobar las disposiciones necesarias que incentivan el incremento de la

Capacidad de Generación Termoeléctrica, mediante subastas a través de las cuales se busca

obtener nueva capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva), así como

la desconcentración geográfica de la producción de energía en el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional, conforme a los objetivos contemplados en la Ley N° 29970.

Para estos efectos el citado Reglamento dispone que: i) se realizaran subastas para nueva

capacidad de generación; ii) estas subastas serán convocadas y conducidas por ProInversión; iii)

como resultado de estas subasta los adjudicatarios suscribirán un contrato de capacidad con el

Ministerio de Energía y Minas por un plazo máximo de 20 años; y iv) la remuneración

garantizadas de estos adjudicatarios será pagada como la suma de: a) el ingreso de potencia que

establece el artículo 47° de la Ley de concesiones Eléctricas y b) los ingresos provenientes del

Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica que serán incorporado en el peajes unitario por

conexión del Sistema Principal de Transmisión.

Agrega el Reglamento de Capacidad que los Adjudicatarios participarán del Mercado de Corto

Plazo con los mismos derechos y obligaciones que cualquier otro generador que opere en el

SEIN, incluyendo la suscripción de contratos de suministro de electricidad a que se refieren la

Ley Nº 28832 y la Ley de Concesiones Eléctricas.

En el marco de esta disposición reglamentaria, se llevó a cabo el concurso público internacional

para promover la Inversión Privada en el proyecto: “Nodo Energético en el Sur del Perú”

conducido por ProInversión, cuyo objetivo es diseñar un esquema que promueva la

participación de inversionistas privados que se comprometan a diseñar, construir, operar,

mantener y financiar dos plantas termoeléctricas de 500 MW +/- hasta 20% de capacidad cada

una, como parte del requerimiento total de generación de hasta 2,000 MW; las que deberán

estar ubicadas en la costa sur del Perú.

Como resultado de los procesos de licitación se adjudicaron las Plantas N° 1 – Región Arequipa

(Islay) y Planta N° 2 – Región Moquegua (Ilo), a través de Contratos de Compromiso de Inversión

“Nodo Energético en el Sur del Perú” (“Contratos del NODO”). Estos contratos fueron suscritos

con fecha 20 de enero de 2014, con las empresas Samay I S.A. (Kallpa), y Engie Energía Perú S.A.

Cabe señalar que en forma posterior a la fecha de cierre del proyecto: “Nodo Energético en el

Sur del Perú” se modificó el Reglamento de Capacidad, mediante Decreto Supremo N° 002-2015-

EM, con la finalidad de incorporar los siguientes aspectos cuando la tecnología ofertada sea

hidroeléctrica:

- Para el caso de las centrales hidroeléctricas la determinación del Precio Máximo deberá considerar que dichos proyectos, al operar en base, tendrán ingresos por energía en el mercado de corto plazo adicionales a los ingresos por potencia, valorizados al Precio Básico de Potencia y los provenientes del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica.

- La subasta deberá considerar incentivos para la suscripción de contratos de suministro de energía a clientes libres y/o distribuidoras, conteniendo mecanismos que promuevan la inversión y una energía asociada a la Potencia Adjudicada conforme lo definan las bases correspondientes.

- Durante la subasta, se convocará a los clientes iniciales (clientes libres y/o distribuidoras que deseen participar) para la suscripción de los correspondientes contratos de suministro de Energía, los mismos que serán considerados en el proceso como parte de la Potencia Requerida.

De la revisión de los informes de supervisión publicados por Osinergmin, se ha identificado los

proyectos de generación interconectados al SEIN cuya implementación fue decidida en función

del esquema remunerativo previsto en la Ley N° 29970, su Reglamento y los Contratos:

Tabla 10.- Centrales en operación correspondientes al proyecto “Nodo Energético del Sur”

Precio por Potencia

US$MW.mes

Monto de inversión

Fecha de POC

C.T. Puerto Bravo

Samay 720 5 750

390 2016

C.T. Ilo 4 Engie Energía Perú

720 6 899 432.4 2016

De conformidad con el literal B del Anexo 1 de los Contratos del NODO, la operación de las

centrales de Samay y Engie están sometidas a un régimen de operación dividido en dos etapas:

Etapa 1 – Operación con diésel B5 y Etapa 2 – Operación con gas natural; en esta segunda etapa

pueden suscribir contratos PPA (Power Purchase Agreement) hasta el límite de su Potencia

Firme.

Agregan los Contratos del NODO que la remuneración por energía generada, en ambas etapas,

se considerará como retribución por su operación el costo marginal de corto plazo determinado

por el COES según la Leyes Aplicables, incluidos los mecanismos de reconocimiento de costos

aplicables a todas las centrales del sistema.

Dado que hasta la fecha las centrales se encuentran sometas al régimen de operación

correspondiente a la Etapa 1, los titulares de las mismas no pueden suscribir contratos de

suministro con Usuarios Libres y Distribuidores, por lo que cualquier inyección de energía al SEIN

será valorizada a Costo Marginal en el marco de las transferencias de energía activa entre los

Generadores del COES que participan en el Mercado de Corto Plazo, no correspondiendo en esta

etapa la incorporación del costo de la energía producida en el PNG.

Los precios están definidos en moneda extranjera y son actualizados trimestralmente solo sí

ocurre un incremento de más de 5% respecto del valor del factor de indexación utilizado durante

la última actualización. Dicho factor está referido a la inflación extranjera (78%) y a la inflación

local y tipo de cambio (22%). El contrato es por 20 años y no incluye cláusula de equilibrio

económico-financiero.

4.6 CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD RESULTANTES DE PROCESOS DE

LICITACIÓN PREVISTOS EN LA LEY 28832 (CONTRATOS CON LICITACIÓN) El artículo 2° de la Ley 28832 establece que tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas

en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía; asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva

b) Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado;

c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación; y,

d) Introducir un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de estos últimos incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles.

Para contribuir con dicho objetivo, el artículo 4° de la mencionada Ley 28832 regula las

Licitaciones de la siguiente manera:

“4.1 El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con Precios Firmes que serán trasladados a los Usuarios Regulados. El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación,

aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y asegurar el abastecimiento del mercado regulado.”

De esta manera, la Ley 28832 conceptualiza una relación directa entre la ejecución de

licitaciones con el desarrollo de nuevas inversiones en generación, por lo que luego la ley

requiere que las licitaciones tengan un período de carencia prolongado, que permitan el

desarrollo de los proyectos.

Por otro lado, las licitaciones cuentan con un precio máximo para la adjudicación que se

constituye en un mecanismo de protección en caso una licitación no sea competitiva y evitar así

que los Usuarios Regulados paguen precios excesivos por el suministro eléctrico.

Dentro de las características esenciales de estos procedimientos podemos destacar que la

iniciativa y administración de los procesos de licitación está en manos de cada Distribuidor, que

establecerá sus requerimientos de compra de potencia y energía, así como los plazos

contractuales a licitar.

Asimismo, la Ley 28832 establece que en las licitaciones se aplicará, para efectos de evaluación,

un factor de descuento a las ofertas económicas que presenten proyectos de generación

hidroeléctricos. Sobre el particular, mediante la Resolución Ministerial N° 175-2009-MEM/DM

se aprobó el factor de descuento vigente, igual a 0.85.

Como fue indicado, el Artículo 5.1 de la Ley 28832 establece como obligación del Distribuidor

iniciar un proceso de Licitación con una anticipación mínima de tres (3). Por su parte, de acuerdo

con el artículo 10° de la Ley 28832, los contratos que se celebren como resultado de procesos

de licitación serán hasta por veinte años; no obstante, los artículos 4° y 5° establecen otras

posibilidades de contratación mediante licitaciones (combinaciones de plazo contractual y

anticipación de convocatoria).

Tabla 11. Contratos Licitados. Modalidades.

Modalidad Plazo del contrato

Oportunidad de convocar licitación

Cantidad máxima de contratación

Largo plazo 20 años Anticipada de al menos 3 años

No indica

Mediano plazo 5 años Anticipada de al menos 3 años

25% de demanda total de sus

Usuarios Regulados

Corto plazo Osinergmin lo define

Anticipada de menos de 3 años

10% de demanda total de sus

Usuarios Regulados

El objetivo de las Licitaciones de corto plazo no es promover la inversión en nuevas unidades,

sino atender las desviaciones que pudieran producirse como resultado de los errores de

proyección de demanda, a efectos que se mitigue el riesgo de desabastecimiento de energía

ante el surgimiento de demandas imprevistas.

A la fecha, se han desarrollado un total de 9 procesos de licitación de largo plazo, de acuerdo

al siguiente detalle:

Tabla 12.-Procesos de licitación de largo plazo para el suministro de electricidad periodo 2008-2016

Año Licitación Potencia fija

Adjudicada MW

Potencia variable

adjudicada MW

Mayor precio ponderado adjudicado

(Cent S/ kWh)

Menor precio ponderado adjudicado

(Cent S/ kWh)

2009 Licitación EDELNOR ED-01-2009-LP: 2014

- 2021 (8 años)

1010.708 202.142 11.52 10.81

- 2023 (10 años)

551.879 110.376 12.33

- 2025 (12 años)

25.694 5.139 10.24 9.67

2009 Licitación DISTRILUZ: 2013 – 2022 (10

años)

465.113 93.025 13.73 10.78

2010 Licitación LDS-01-2010-LP: 2014 - 2021

(8 años)

557.984 111.581 11.27 10.55

2010 Licitación ELD-01-2010-LP: 2014 – 2018

(4 años 11 meses)

24.908 4.982 11.17 11.17

2011 Licitación LDS-01-2011-LP: 2018 - 2027

(10 años)

26.668 5.332 11.52 9.86

2012 Licitación EDN-01-2012-LP: 2016 - 2027

(12 años)

134 26.8 11.23 10.70

2015 Licitación ED-01-2015-LP: 2022 - 2031

(10 años)

250 50 9.55 11.23

Fuente: Osinergmin

En principio, de la revisión de las actas de adjudicación correspondientes a los procesos de

licitación de largo plazo advertimos que los adjudicatarios de los diferentes procesos de

licitación desarrollados hasta la fecha, cuentan con centrales en fase operativa (en su gran

mayoría), proyectos con estudios a nivel de factibilidad o proyectos en etapa constructiva. De

acuerdo a ello, hasta la fecha ningún proyecto de generación en fase de pre-factibilidad ha

tenido la opción de participar en los mismos y por tanto resultar adjudicatario. Dicha situación

tiene como origen el hecho de que el acápite i) del literal d) del numeral 9.3 del Procedimiento

Licitaciones de Largo Plazo establece como requisito para participar en el proceso de licitación,

la presentación de la concesión definitiva o autorización de generación eléctrica, según

corresponda. Dado que el literal c) del artículo 25 la LCE, y el literal c) del artículo 38 de la LCE,

disponen que la solicitud para la obtención de una concesión definitiva o autorización requiere

que el peticionario cuente con estudios del proyecto a nivel de factibilidad, se concluye que los

proyectos que cuentan con los referidos derechos eléctricos se encuentran, como mínimo, con

estudios a nivel de factibilidad.

Sobre la base de lo expuesto, si bien en los diferentes procesos de licitación han concurrido

proyectos de generación en fase constructiva, no puede afirmarse con certeza que la ejecución

de los mismos fue consecuencia inmediata de la adjudicación de los contratos de suministro de

largo plazo, ya que puede ser el caso que su ejecución se encontraba garantizada desde la

obtención de la concesión definitiva; no obstante es de notar que es frecuente que los proyectos

con concesión o autorización otorgadas soliciten ampliación de los plazos de puesta en servicio

a la espera de mejores condiciones de precios en el mercado eléctrico. En estos casos, los

contratos de suministro se considera tuvieron como efecto acelerar el desarrollo de estos

proyectos al contar con precios de energía estables durante la vigencia del contrato. El caso de

la central Cerro del Águila, es posible que las licitaciones de largo plazo hubieren sido utilizadas

como medio para incrementar la rentabilidad del proyecto ya que como se indicó en las

secciones anteriores, dicha central ya tenía asegurada una remuneración producto de la

licitación de suministro convocada por Proinversion en el año 2011; no obstante, también

resultó adjudicataria del proceso de licitación ED-01-2015-LP.

A continuación presentamos los proyectos de generación que a nivel factibilidad o estando en

etapa constructiva lograron beneficiarse con los Precios Firmes adjudicados en los procesos de

licitación de largo plazo, conforme se desprende de las actas de los procesos de licitación

publicadas por Osinergmin:

Tabla 13.- C.H. Cerro del Águila (Cerro del Águila)

Año otorgamiento

título habilitante

Licitación Periodo adjudicado

Potencia Fija MW

Potencia Variable

Fecha de POC

Licitación LDS-01-2011 2014-2021 168.334 33.667 2016 Licitación ED-01-2015 2022-2031 67.5 13.5

Tabla 14.- C.H. Marañón (Empresa Hidroeléctrica Marañón) Año

otorgamiento título

habilitante

Potencia Fija MW

Potencia Variable

Fecha de POC

2001 Licitación ED-01-2015 2022-2031 11.66 2.334 2018

Tabla 15.- C.T. Fénix (Fénix Power Perú)

Año otorgamiento

título habilitante

Potencia Fija MW

Potencia Variable

Fecha de POC

Distriluz-2010 2013-2022 25.8567 5.171

LDS-01-2010-LP 2014-2021 264.221 52.839

LDS-01-2011-LP 2018-2027 41.667 8.334

EDN-01-2012-LP 2016-2027 33.333 6.667

Tabla 16.- C.T. Santo Domingo de Olleros (Termochilca) Año

otorgamiento título

habilitante

Potencia Fija MW

Potencia Variable

Fecha de POC

2010 ED-01-2009 2013-2022 153.584 30.716 2013

Tabla 17.- C.H. Quitaracsa (Engie Energía Perú)

Año otorgamiento

título habilitante

Potencia Fija MW

Potencia Variable

Fecha de POC

2010 Distriluz-2010 2013-2022 42.591 8.519 2015

Las condiciones de aplicación para el caso de los contratos licitados se encuentran reguladas por

el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad (Decreto Supremo N° 052-2007-EM)

y las normas de Osinergmin “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en

el Marco de la Ley N° 28832” (Resolución N° 688-2008-OS/CD), “Procedimientos para

Licitaciones de Largo Plazo de Suministros para Sistemas Aislados en el Marco de la Ley N°

28832” (Resolución N° 004-2010-OS/CD) y “Procedimientos para Licitaciones de Corto Plazo de

Suministros en el Marco de la Ley N° 28832” (Resolución N° 191-2012-OS/CD), las cuales

establecen el procedimiento a seguir para iniciar y llevar a término un proceso de licitación

pública.

Al respecto, a continuación, se indican las condiciones establecidas por la norma de licitaciones

de largo plazo (no aplicable a sistemas aislados) debido a que es esta la que se vincula con los

alcances del presente servicio de consultoría. Así, la norma define:

- Bloques horarios: se consideran dos bloques, uno de punta, de 18:00 a 23:00 horas, y otro

de fuera de punta, que cubre el resto de horas del día. Considera las excepciones de la

Norma “Opciones Tarifarias de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final” o la que la sustituya.

- Objeto de contratación: El reglamento permite que sea potencia, energía o ambas17. La

Norma de Licitaciones de Largo Plazo solo considera contratación de potencia. La potencia

está diferenciada en Fija y Variable. La primera se remunera aun cuando el consumo real

sea menor, la segunda solo se remunera si consumida.

- Plazo contractual: Hasta 20 años o 5 años según sea la demanda requerida (ver Tabla 10).

Los porcentajes se miden considerando la máxima demanda esperada del Distribuidor para

el año de inicio del plazo contractual.

- Ciclo de facturación: mensual.

- Precios aplicables: En moneda nacional. Se aplica por la potencia en horas de punta un

precio igual al precio en barra de la potencia de punta regulado por Osinergmin vigente al

momento de la convocatoria.

No se indica nada sobre la posibilidad de contratar potencia en fuera de punta diferenciada,

ni el precio aplicable por el exceso respecto de la potencia de punta.

17 Artículo 1°, definiciones de Demanda Requerida, Demanda Contratada, y Oferta.

Los precios de energía están diferenciados en punta y fuera de punta, siendo los primeros

mayores o iguales que los segundos.

- Modalidad de Facturación: sistema de potencia contratada que implica una obligación

máxima de potencia a ser suministrada por el generador al distribuidor. No existe obligación

del generador de suministrar más potencia que la contratada.

El Distribuidor debe contratar las demandas máximas que tendrán derecho a tomar durante

el día.

La energía activa se factura a los precios adjudicados en la licitación corregidos por el

denominado Factor de Transmisión Eléctrica que relaciona los costos marginales promedio

en las barras de compra con los costos marginales promedio en la Barra Lima.

Los excesos de energía reactiva se facturan a los precios en barra correspondientes fijados

por Osinergmin.

Se indica que se asignará la energía activa cuando se cuente con más de un suministrador,

en la misma proporción de las potencias facturadas.

- Indexación de precios: se efectúa cada vez que los factores de indexación varíen en más o

menos de 5% respecto del factor en la última actualización. La frecuencia de evaluación es

trimestral.

Los precios de potencia y energía se indexan según establezca Osinergmin, actualmente el

primero en función de la inflación local, el tipo de cambio y la inflación de Estados Unidos;

en tanto el segundo en función de combustibles líquidos, gas natural, carbón, tipo de cambio

y la inflación de Estados Unidos. Los pesos de cada indexador son propuestos por los

oferentes con la única restricción que deben sumar cuando más la unidad (1).

Sobre otros aspectos, se puede señalar:

- No se puede ofrecer más que la mínima potencia firme no contratada durante el plazo

de suministro. El COES efectúa el correspondiente cálculo.

- Se diferencian entre Ofertas Económicas y Ofertas Económicas Opcionales. Las primeras

son por todo el plazo contractual y tienen prioridad. Las segundas se refieren a ofertas

de proyectos de generación que pueden iniciar suministro hasta 24 meses después de

la fecha de inicio del plazo de suministro. Ambos tipos de ofertas solo pueden ser de

hasta 3, no pudiendo superar su suma a la potencia firme disponible indicada en el

párrafo precedente.

- El proceso de adjudicación otorga cierto grado de incertidumbre en la demanda a

adjudicar; pues si no se cuenta con suficiente oferta, la demanda puede ser reducida

hasta el límite del 80% de la demanda asociada a Usuarios Regulados.

- La potencia contratada puede ser reducida si así lo acepta el generador, previa

comunicación con un plazo mínimo de 10 meses.

- Se prevé una etapa de precalificación, y que las ofertas económicas solo son

presentadas por aquellos generadores que han superado dicha etapa.

- Los proyectos de generación incluyen las ampliaciones de capacidad que equivalgan al

menos al 20% de la capacidad existente de una central eléctrica.

- La licitación puede ser por sobre cerrado o mediante reloj-descendente. Durante todo

el proceso debe guardarse la reserva sobre la identidad de los participantes.

- La adjudicación de los contratos se efectúa considerando el valor de la oferta recibida

sin tomar en cuenta su fórmula de actualización.

4.6.3 Aspectos complementarios de la Ley 28832 y su Reglamento de Licitaciones

La Ley y su Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad establecen los siguientes

aspectos que consideramos relevante para la comparación internacional, en cuanto a cómo se

distribuyen las responsabilidades en los procesos de contratación vía licitaciones.

- No existe discriminación alguna entre agentes generadores o distribuidores por ser

públicos o privados.

- Los Distribuidores son los que inician los procesos de licitación mediante su expresión

de interés, la cual debe realizarse en marzo o setiembre de cada año, en el caso de

licitaciones de largo plazo y mediano plazo, respectivamente.

- El distribuidor que inicia un proceso lo debe conducir y tiene la obligación de incorporar

a otros distribuidores si así lo manifiestan.

- El COES debe informar a Osinergmin el balance de potencia y energía firme respecto de

los contratos de suministro con usuarios libres y regulados. Osinergmin debe establecer

el mecanismo.

- Osinergmin aprueba las bases, que incluyen el contrato de suministro.

- Se puede incluir en la demanda requerida aquella de Usuarios Libres de las

Distribuidoras, teniendo sin embargo prioridad la atención de los Usuarios Regulados en

caso de no contar con suficiente oferta.

- La fórmula del incentivo a la contratación anticipada es del tipo cuadrática y solo

considera como único parámetro los meses entre la convocatoria y el inicio de

suministro, indistintamente del plazo contractual.

- No se prevé una posibilidad de desistimiento una vez iniciado un proceso de licitación.

- Se brinda a las centrales hidroeléctricas una ventaja competitiva a través de un factor

de descuento que relaciona el Precio a Nivel Generación vigente y el costo eficiente de

invertir en una hidroeléctrica (incluyendo el costo del sistema de transmisión para su

conexión al SEIN).

- Osinergmin, a solicitud de las partes, puede autorizar la modificación de los plazos

contractuales o precios firmes de los contratos resultantes de licitaciones.

- Se establece que en caso de declararse una licitación parcial o totalmente desierta, se

debe convocar cuando menos una vez a licitación.

- Los precios de energía activa para efectos de la facturación por el suministro de

electricidad de los generadores que resulten adjudicatarios en los procesos de licitación,

deberán considerar las variaciones por pérdidas de energía activa y límite de capacidad

que se produzcan en el Sistema de Transmisión, que son determinados y aplicados en

las valorizaciones mensuales de transferencias de energía activa que elabora el COES.

- Los plazos del proceso de licitación que establece el Reglamento no hacen diferencia si

la licitación es de largo plazo o de corto plazo.

4.7 RESUMEN DE LAS MODALIDADES CONTRACTUALES El siguiente cuadro presenta una comparación entre los diferentes modelos regulatorios que se

vienen utilizando para promover la inversión en generación eléctrica y el suministro de

electricidad en el SEIN.

Tabla 18.

Tema LCE Ley 28832 Ley 29970 DL 1002 Proinversión (DU 032-2010)

Partes del Contrato

Generador/Distribuidor Generador/Distribuidor Generador/Estado Generador/Estado Generador/Distribuidor Generador/Generador Estatal

Participación Generación existente y nuevos proyectos sin distinción de la tecnología.

Generación existente y nuevos proyectos sin distinción de la tecnología, pero con factor de descuento a las ofertas de hidroeléctricas.

Nuevos proyectos, pudiendo diferenciarlos según la tecnología.

Nuevos proyectos diferenciados según la tecnología.

Nuevos proyectos diferenciados por tecnología.

Plazo Mínimo 1 año Máximo 20 años Máximo 20 años Máximo 20 años Máximo 20 años

Moneda de la oferta

Soles Soles Dólares Dólares Dólares

Obligación física

No No Sí (potencia disponible) Sí (energía) Sí (energía)

Precios Regulados Ofertados Ofertados Ofertados Ofertados

Penalidades en el precio

No No Sí, en caso se incumpla indisponibilidad máxima.

Sí, en caso de no cumplir energía anual comprometida

Sí, en caso no se genere al menos la energía demandada desde el inicio del contrato.

Indexación Mensual Umbral: ±5% Regulados: tipo de cambio, precios de combustibles e inflación local.

Trimestral Umbral: ±5% Ofertados: tipo de cambio, precios de combustibles, inflación local e inflación extranjera.

Trimestral Umbral: +5% Regulados: tipo de cambio, precios de combustibles, inflación local e inflación extranjera.

Anual Umbral: ±5% Regulados: inflación extranjera

Mensual Umbral: +3% Regulados: tipo de cambio, precios de combustibles, inflación local e inflación extranjera.

Adjudicación - Menor precio de energía ofertado

Menor precio de potencia ofertado

Menor precio de energía ofertado

Tema LCE Ley 28832 Ley 29970 DL 1002 Proinversión (DU 032-2010)

Producto negociado

Potencia contratada (horas punta y fuera punta) Energía asociada en horas punta y fuera de punta (no se indica forma de asignación) Excesos de potencia permitidos.

18Potencia contratada Fija y Variable. Energía asociada en horas punta y fuera de punta en proporción a la potencia facturada. Excesos de potencia no permitidos.

Potencia instalada y energía generada a solicitud del COES. En el caso de hidroeléctricas se debe promover contratos de suministro de energía, cuyo detalle aún no está regulado.

Energía producida anual.

Potencia contratada Fija Energía asociada en horas punta y fuera de punta en proporción a la potencia facturada, en algunos casos con una facturación mínima de energía mensual. Excesos de potencia no permitidos.

Equilibrio económico-financiero

No No No No No

Riesgo de demanda

Compartido Compartido Asignado al comprador Asignado al comprador

Asignado al comprador

Riesgo por congestión

Compartido Asignado al comprador - - Compartido (Cheves) Asignado al comprador

Modificaciones a contratos

Por acuerdo de las partes.

Por acuerdo de partes, con aceptación de Osinergmin en lo referido precios, cantidades o plazos.

Por acuerdo de las partes. Por acuerdo de las partes.

Por acuerdo de partes, con aceptación de Osinergmin en lo referido precios, cantidades o plazos.

Responsable de convocar

Distribuidor Distribuidor MINEM MINEM MINEM

18 Se indica el producto actualmente previsto en la norma de licitaciones de largo plazo. Sin embargo, de acuerdo con el Reglamento de Licitaciones de Suministro el producto licitado puede ser solo potencia, solo energía o ambos.

5 REVISIÓN DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL

En este apartado, se desarrolla una descripción de tres de los diseños de licitaciones destinados

al abastecimiento de la demanda eléctrica en el corto y largo plazo en Brasil, Chile y Panamá;

países que vienen haciendo uso del este mecanismo durante los últimos años.

Para ello se ha revisado la legislación con sus respectivos reglamentos y disposiciones

complementarias de los reguladores; asimismo las bases y modelos de contrato de diferentes

procesos de licitación efectuados en cada uno de estos países.

5.1 BRASIL El marco normativo introducido por la Ley Nº 10.848, de 2004 reglamenta la comercialización

de electricidad para los consumidores regulados a través de una serie de subastas, en el ámbito

de lo que la legislación denomina Ambiente de Contratación Regulado (ACR).

La expansión del parque generador es promovida por medio de Licitaciones de Energía Nueva,

es decir, licitaciones para adquirir energía proveniente de nuevas instalaciones de generación

eléctrica, y se destinan a la atención de los crecimientos de demanda previstos.

Las licitaciones por energía nueva son por plazos contractuales de entre 15 y 30 años, y son de

tres tipos:

• Con anticipación de cinco años

• Con anticipación de tres años

• Proyectos estructurantes

La contratación de energía de centrales existentes proveniente es por plazos de entre 1 a 15

años, se efectúa mediante las denominadas Licitaciones de Energía Existente. Estas licitaciones

pueden ser de dos tipos:

• Con anticipación de un año.

• De ajuste.

La Ley N° 10.848 de 2004, otorgó al Consejo Nacional de Política Energética la prerrogativa de

identificar emprendimiento que deben tener prioridad de desarrollo, debido a su carácter

estratégico o de interés público, de forma tal que estos proyectos aseguren la optimización de

las tarifas y la confiabilidad del sistema eléctrico. En este caso, se desarrollan licitaciones

específicas para estos proyectos.

5.1.1 Visión general del modelo de licitaciones brasileño

Las características de las licitaciones eléctricas chilenas son:

• Las empresas Distribuidoras de distribución eléctrica se encuentran obligadas a tener

disposición permanente de suministro de energía para satisfacer a sus clientes regulados.

• Las distribuidoras deben suscribir Contratos de Suministro producto de las licitaciones que el

regulador (ANEEL) coordina

• El planificador EPE (Empresa de Pesquisa Energetica) es el responsable de autorizar a los

proyectos que pueden participar de las licitaciones. Asimismo, determina la energía firme

que cada agente puede ofrecer como máximo.

• El tipo de licitación y la modalidad contractual es decidida por el Ministerio de Minas y

Energía (MME), pudiendo establecer diferentes reglas en cada proceso de licitación. También

establece los plazos contractuales. Por ejemplo en el 2015 estableció:

30 años para hidroeléctricas

25 años para turbovapor biomasa y carbón.

20 años para gas natural (con una exigencia de 15 años de combustible).

20 años para la eólica.

De igual modo determinó que el 10% debía provenir de centrales hidroeléctricas pequeñas

(menores que 50 MW) y 70% de centrales hidroeléctricas mayores. Asimismo, que las

centrales termoeléctricas estaban obligadas a ofertar cuando menos el 65% de su energía

firme habilitada.

• Las modalidades contractuales son dos, por cantidad (con oferta por MWh consumido) y por

disponibilidad (con oferta de pago fijo más costo variable por MWh generado).

• Los criterios de evaluación económica consideran fórmulas de indexación de las ofertas a lo

largo del periodo de suministro. En el caso de los contratos por disponibilidad se hace uso

del denominado Índice Costo Beneficio (ICB) para comparar las ofertas. El ICB se calcula como

el costo medio equivalente durante el periodo contractual del costo del contrato (pago de

componente fija más pagos por energía entre la energía ofrecida).

Los ofertantes eligen los ponderadores de la fórmula de indexación que definan las bases.

• El indexador definido para centrales hidroeléctricas y renovables es la inflación local y se

actualiza una vez al año. En el caso de las termoeléctricas se define además de la inflación

anual, una canasta de combustibles (p.e. para el gas natural se utiliza precio del mercado

asiático del mercado americano y del mercado europeo) y se actualizan mensualmente.

• Las Bases deben exigir garantías u otras cauciones que garanticen el cumplimiento de las

obligaciones del generador. Asimismo, incluyen el modelo de contrato.

• En caso un nuevo proyecto tenga demora en su puesta en servicio, debe contratar con

terceros el suministro a que le obligan sus contratos con las distribuidoras.

• Se consideran proyectos aquellos que a la fecha de publicación de la convocatoria no tengan

concesión, permiso o autorización. También se consideran proyectos las ampliaciones de

centrales existentes.

• El riesgo de sobrecontratación es asumido por los usuarios regulados hasta por un 3% de la

energía contratada.

• La licitación por los contratos de suministro se efectúa en dos etapas. En la primera se utiliza

un criterio de precio uniforme mediante reloj descendente, en ella solo se ofertan

cantidades; finaliza cuando se logra una oferta de referencia que excede la demanda en un

porcentaje reservado y definido por el MME. En la segunda etapa se entregan sobres

cerrados y se asignan las ofertas de menor a mayor precio, pagando el valor de cada oferta

aceptada.

• En el caso de proyectos hidroeléctricos se considera como factor de competencia, además

del precio, el denominado factor de modulación tarifaria que implica un descuento a favor

del distribuidor en caso no toda la energía firme del proyecto sea puesta en los contratos de

suministro. Este factor valora la diferencia entre el precio ofertado y el menor valor entre la

oferta marginal de la licitación y el costo marginal de referencia establecido para el proceso.

• ANEEL debe revisar la evolución de los contratos, debiendo pasar a los usuarios regulados

cualquier reducción de costos que pudiera generarse al suministrador (p.e. si debido a un

retraso de puesta en operación comercial, el generador obtiene un contrato de

abastecimiento con precio menor al de venta suscrito con los distribuidores).

• No pueden participar de las licitaciones las centrales termoeléctricas con costos variables

superiores a 265 R$/MWh, centrales termoeléctricas con inflexibilidades operativas mayores

a 50%, ni centrales renovables que declaren costos variables diferentes de cero.

5.1.2 Objetivos

Las licitaciones poseen los siguientes objetivos:

• Disminuir la importancia del costo marginal como señal de mercado e incorporar una

señal real de mercado en los precios al consumidor.

• Aumentar la importancia de señales de largo plazo que incorporen las reales

expectativas de costos de generación de los propios productores.

• Permitir la construcción eficiente de capacidad con contratos de largo plazo, y el manejo

de riesgo para la distribuidora.

5.1.3 Contrapartes

5.1.3.1 Parte compradora

5.1.3.1.1 Sujetos

Las licitaciones son coordinadas por el regulador (ANEEL) y tienen como objetivo asegurar el

suministro de energía para los consumidores regulados. Son consideradas participantes en las

licitaciones de energía las Distribuidoras que declararon necesidad de compra de energía

eléctrica al MME. Las distribuidoras solamente pueden contratar energía a través de licitaciones.

Los grandes consumidores y auto-productores pueden participar y comprar energía y tener

acceso a nuevas concesiones de plantas hidroeléctricas a través de estas licitaciones haciendo

ofertas por esos nuevos proyectos. El límite de energía destinado al mercado libre ha sido de

30% y los consumidores libres pagan una tarifa extra para compensar el uso del recurso del

Estado19.

5.1.3.1.2 Cantidades

El total de la demanda regulada. Las distribuidoras deben estar contratadas al 100% todo el

tiempo. La verificación del requisito de 100% de contratación es hecha ex-post a través de una

media móvil de los últimos 12 meses del año calendario anterior. Se compara la cantidad de

energía consumida a lo largo de los últimos 12 meses (MWh) con la cantidad de contratos a lo

largo de ese mismo período. Si hubo más consumo que contratos, la distribuidora sufre una

penalización. Si hay más contratos que consumo, se puede llevar a la tarifa hasta 3% de sobre-

contratación.

5.1.3.1.3 Curva de compra

Las Distribuidoras declaran sus necesidades de compra de energía eléctrica 60 días antes de la

licitación. Si no hay declaración de demanda de ninguna distribuidora, no habrá licitación. La

19 En otras palabras, se aplica un “impuesto” a los consumidores libres sobre el uso del agua, bajo la supuesta argumentación de que ‘las hidroeléctricas son recursos del país pues utilizan sus ríos y con eso su suministro debe ser dedicado prioritariamente al mercado regulado’.

licitación entonces es realizada para cubrir la suma de todas las declaraciones de demanda de

forma conjunta. La demanda de la licitación no es revelada a los participantes.

5.1.3.2 Parte vendedora

5.1.3.2.1 Agentes

Pueden participar como vendedoras en las licitaciones personas jurídicas de derecho privado

nacionales o extranjeras y fondos de inversión en participaciones. En el caso de empresas

extranjeras o fondos de inversión, las vencedoras de las licitaciones deberán constituir

necesariamente una Sociedad de Propósito Específico.

Un punto importante es que el agente vendedor en una licitación de energía nueva es un

proyecto y no una empresa con un portafolio de activos (una empresa puede participar con más

de un proyecto pero cada uno hace ofertas en separado).

Son consideradas dos tipos de centrales en las licitaciones por nueva capacidad:

• Tipo 1

- Nuevas centrales hidroeléctricas.

• Tipo 2

- Nuevas pequeñas centrales hidroeléctricas – PCH (<50 MW)

- Nuevas plantas de Generación termoeléctricas - UTE

- Nuevas centrales de generación Eólicas – EOL,

- Proyectos de ampliación e importación de energía.

La separación se hace necesaria porque las centrales hidroeléctricas en Brasil son contratadas

mediante concesión, con pago por el uso de los recursos públicos. Con respecto a las centrales

del tipo 2, la contratación de energía da origen al otorgamiento de la autorización. En este caso

no hay pago por utilización de los recursos públicos.

En las licitaciones el gobierno (a través del Ministerio de Minas y Energía - MME) ofrece a los

inversionistas un menú de opciones de nueva capacidad de generación hidroeléctrica (Tipo 1).

Todos los proyectos poseen licencias ambientales previas, eliminando así un riesgo significativo

para el inversionista. Se permite también que los propios inversionistas agreguen otras opciones

de generación, como termoeléctricas, interconexiones internacionales, etc. (Tipo 2).

Los vencedores de las licitaciones de energía nueva con proyectos hidroeléctricos

automáticamente reciben la concesión de la planta hidroeléctrica, además del contrato de

energía de 15-30 años.

5.1.3.2.2 Requisitos de precalificación y calificación

Los interesados en incluir proyectos en las licitaciones de energía nueva deben requerir la

habilitación técnica de sus proyectos junto a la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que es la

agencia gubernamental que realiza estudios de planificación.

Los principales documentos requeridos son:

i) Datos técnicos de la central;

ii) Datos financieros de referencia del proyecto (costo de inversión);

iii) Costos variables y tipo de combustible (para térmicas);

iv) Histórico de caudales (para hidroeléctricas);

v) Licencia Previa (LP) ambiental;

vi) Otorgamiento del uso del agua;

vii) Contrato de disponibilidad firme de combustible;

viii) Consulta de acceso a la red básica de transmisión.

Concluido el proceso de análisis técnico de una generadora y siendo el resultado positivo, EPE

expedirá la “habilitación técnica” del proyecto. Ese documento tiene la finalidad de incluir el

proyecto en la lista de oferta candidata. Las informaciones constantes de los documentos, parte

integrante de la habilitación técnica, constituyen los datos de la planta a ser construida, no

pudiendo sufrir alteración sin la previa aprobación del MME.

5.1.4 Producto

Cada vencedor de las licitaciones debe firmar un Contrato de Compra de Energía en el Ambiente

Regulado (CCEAR), que es bilateral con cada distribuidora participante de la licitación. La energía

de cada contrato será proporcional a la declaración de demanda de cada distribuidora. Los

CCEAR son contractos financieros, el suministro físico es responsabilidad del operador del SIN.

Las modalidades contractuales aplicables son:

i. Contratos por cantidad (contratos de energía): son contratos de energía tipo “take or

pay”, donde el comprador paga un valor en R$/MWh fijo por la energía contratada. En

este tipo de contrato todos los costos variables de generación y los ganancias o pérdidas

financieras (riesgos hidrológicos) referentes a la operación energética integrada son

asignados a los agentes generadores: el generador es responsable de suministrar una

determinada cantidad de energía en cambio de un pago fijo, y si no produce esa

cantidad debe comprarla en el mercado de corto plazo;

El precio de lo contrato ($/MWh) debe remunerar todos los costos de inversión, costos

fijos y costos variables (combustible, O&M, compra de energía en lo mercado spot). Este

modelo se aplica por lo general a las centrales hidroeléctricas.

ii. Contratos por disponibilidad: son contratos en que el consumidor paga una cantidad fija

(R$/kW.mes) y reembolsa la planta por sus costes operacionales variables (R$/MWh)

cuando despachada o el consumidor carga con los costos de la energía en el mercado

mayorista, en caso contrario. En este caso, el pago fijo debe remunerar solamente la

inversión y los costos fijos. En otras palabras, el contrato es análogo a una opción de

compra de energía: la distribuidora “compra energía en el mercado spot”, limitando al

precio de compra superiormente por un techo, que es el costo variable de operación del

generador. Cuando la opción se ejerce (precio spot superior al costo variable), la

distribuidora resarce el costo variable al agente generador. Con eso, los riesgos

hidrológicos son asignados a las distribuidoras, que los pueden transferir a la tarifa del

consumidor final.

En el caso particular de la generación renovable, se incluyen además mecanismos que

permiten monitorear el cumplimiento de entrega física de la energía contratada tanto

anualmente, como cada cuatro años. El incumplimiento de esta obligación genera

compensaciones a favor del distribuidor.

El valor del costo variable ofrecido debe ser el mismo que se utilice en el despacho,

incluyéndose además ciertas obligaciones de desempeño para asegurar la

disponibilidad de la unidad contratada.

La energía de los contratos se distribuye mensualmente en un mismo año según reglas señaladas

por las distribuidoras, pero la oferta en la licitación es para un suministro de energía anual

asociado un compromiso de suministro de potencia. El compromiso de suministro de potencia

asociado es calculado con factor de carga definidor por el gobierno.

Aunque los contratos son instrumentos financieros, deben tener un respaldo físico de

generación capaz de producir la energía contratada de manera sostenible (energía firme). Este

respaldo físico puede ser asegurado por proyectos de generación propia o por contratos de

suministro de terceros, que a su vez deben estar garantizados por proyectos.

El MME define qué tipo de contrato será ofrecido en cada licitación. A la fecha, el MME ha

aplicado el contrato por cantidad para plantas hidroeléctricas y los contratos por disponibilidad

para plantas termoeléctricas y renovables.

5.1.4.1 Duración de los contratos

Conforme los objetivos del mecanismo, los contratos deberán tener una duración o período de

vigencia consistente con plazos que permitan financiar un proyecto de generación. Los contratos

de energía nueva tienen duración entre 15 y 30 años, definida por el MME. Por ejemplo, en las

últimas licitaciones de energía nueva, el MME decidió que las plantas hidroeléctricas tendrían

un contrato de 30 años y las plantas termoeléctricas y eólicas tendrían contratos de 20 años.

5.1.4.2 Indexaciones

Los generadores que participan en las licitaciones compiten ofreciendo precios para la energía

que son indexados durante el período del contrato.

Hasta la fecha los contratos de energía nueva producida por plantas hidroeléctricas están 100%

indexados por la inflación local. Cada contrato es reajustado una vez al año. El reajuste ocurre

simultáneamente con el reajuste anual de la tarifa de la distribuidora. Como cada vendedor

firma contratos con varias distribuidoras después la licitación y cada distribuidora posee su

propia fecha de reajuste de tarifas, los reajustes de los precios de los contratos ocurren a lo largo

del año.

Hasta la fecha los contratos de energía nueva producida por plantas termoeléctricas son

contratos por disponibilidad (opciones). En esos contratos, los precios tienen dos componentes:

una componente fija, expresada en R$/ano, que se paga todo año con periodicidad mensual, y

una componente variable de energía, expresada en R$/MWh, que remunera la energía

efectivamente producida por la planta cuando la parte flexible de esta es solicitada a generar

por el operador del sistema. Cada una de estas componentes del precio tiene, a su vez, dos

subcomponentes: a subcomponente del combustible y a subcomponente de los demás costos.

Estos subcomponentes, una vez han sido calculadas, son indexadas de maneras

significativamente diferentes a lo largo de la duración del contrato:

Los subcomponentes de los demás costos, tanto de la parte fija cuanto de la parte variable

son reajustadas una vez al año (en noviembre) usando la inflación local;

El subcomponente del combustible de la parte variable es indexado cada mes: cada

participante propone las fórmulas de indexación junto con su oferta de suministro, que no

son consideradas por el licitador durante el proceso de la licitación.

5.1.4.3 Garantías

5.1.4.3.1 Garantía de participación

Para participar de las subastas, cada inversionista debe aportar garantías financieras en el monto

de 1% de la inversión del proyecto, conforme declarado en la ficha de habilitación entregue para

la EPE. Caso un interesado participe de la subasta con más de un proyecto, deberá aportar una

garantía para cada proyecto.

Para las compradoras es exigida una garantía financiera en el valor de R$ 2.000,0020 por cada

MW promedio de demanda de energía declarado al MME.

Las garantías para participar de la subasta son devueltas según las siguientes condiciones:

• En el caso de revocación o anulación de la subasta, a todas las vendedoras y compradoras;

• Después de la realización de la subasta, a las compradoras y vendedoras en la proporción

de la energía no negociada;

• Después de la firma de los contratos a las compradoras y vendedoras en la proporción de

la energía negociada.

Las garantías pueden ser ejecutadas si los participantes no presentan a ANEEL la documentación

necesaria en las fechas previamente definidas.

5.1.4.3.2 Garantía de fiel cumplimento

Las vendedoras que negocien energía en la subasta deben aportar en el plazo de 30 días corridos

después la adjudicación de los contratos la garantía de fiel cumplimento. Su monto es de 5% del

valor de la inversión declarada a la EPE. El objetivo de la garantía de fiel cumplimento es

garantizar el cumplimiento de las obligaciones previstas en la otorga del emprendimiento.

Las garantías de fiel cumplimiento serán devueltas según las siguientes etapas:

1. Conclusión de la implementación del cantero de obras (monto devuelto total: 20%);

2. Inicio de la construcción de la casa de fuerza (monto devuelto total: 30%);

3. Descenso del rotor de la primera turbina (monto devuelto total: 40%);

4. Inicio de la operación comercial de la 1ª turbina (monto devuelto total: 75%);

5. Inicio de la operación comercial de la unidad generadora totaliza 50,0% de la capacidad

total de la planta (monto devuelto total: 85%);

6. Final del tercero mes posterior al inicio de la operación comercial de la última unidad

generadora (monto devuelto total: 100%).

20 Como referencia, 1 USD = 1.7 R$.

5.1.4.4 Penalidades

Los contratos contienen cláusulas de penalidades que pueden tener diversas causas: retraso en

la entrada de operación de la planta contratada, desempeño inferior al valor de referencia, falta

de combustible, insuficiencia de certificado de energía firme por parte del generador. Hay

también penalidades generales que pueden aplicarse en caso de fallas de suministro.

Las penalidades deben ser transferidas anualmente por ANEEL a las tarifas de los usuarios

regulados.

5.2 CHILE De acuerdo con el modelo regulatorio de 1982, el precio de la energía para el consumidor

regulado era calculado por el gobierno cada seis meses como un valor único que representaba

el costo marginal de generación esperado y las pérdidas del sistema de transmisión. El precio se

computaba para cada nodo del sistema interconectado utilizando factores de penalización.

Entretanto, las restricciones a la importación de gas natural de Argentina desde 2004 crearon

una crisis de suficiencia en el mercado de la electricidad que debilitó este mecanismo de

precios21. Esta metodología de cálculo centralizada, más la alta volatilidad del precio spot, y la

escasez de gas produjeron una crisis regulatoria donde se hizo necesario incentivar

urgentemente la pobre tasa de inversión en generación existente en ese momento. Al

congelamiento de las inversiones se sumaba el hecho que los contratos con distribuidores no

estaban siendo renovados por los generadores.

La reacción frente a estos desafíos fue lanzar una nueva Ley Eléctrica para crear un mecanismo

de mercado para determinación del precio de la energía y, con eso, ofrecer una señal de

estabilidad a nuevos inversionistas. En mayo de 2005 se introdujo la Ley Nº 20.018 (“Ley Corta

II”), con el fin de disminuir la importancia del costo marginal como señal de mercado e

incorporar una señal real de mercado en los precios al consumidor mediante mecanismos de

licitaciones. A través de la Ley Corta II se permitió que las concesionarias de servicio público de

distribución liciten sus requerimientos de energía, contratando abastecimiento eléctrico al

precio resultante en la licitación. En este contexto, durante el año 2006 y 2007 se realizaron los

primeros procesos de licitaciones de suministro eléctrico para abastecer a clientes regulados22.

El objetivo fue reflejar las expectativas de costo de los generadores e inversionistas y la

existencia de un mercado atractivo.

La CNE en el 2005 emitió una normativa con la finalidad de regular los plazos, requisitos y

condiciones a los cuales debían sujetarse los primeros procesos licitatorios, modelo de contrato.

21 El cálculo del precio de nudo presentó varios problemas, como: (i) dependencia las expectativas de

precio de combustible y la visión del regulador del plan de obras; (ii) incapacidad de transmitir el alza

de costos en generación al consumidor ocasionado por las restricciones de gas natural argentino; (iii)

el costo marginal real puede diferir ampliamente de la estimación debido a su histórica volatilidad y la

variable hidrológica. 22 No existe supervigilancia de las autoridades a los contratos con clientes libres.

Con fecha 29 de enero de 2015 se publicó la Ley Nº 20.805 (en adelante, la Ley), promulgada el

22 de enero de 2015, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos (en adelante, LGSE)23,

mediante la cual se perfecciona el sistema de licitaciones de suministro para clientes sometidos

a regulaciones de precios.

A través de las modificaciones a la LGSE se establece mayores atribuciones a la CNE, en especial,

la de conducir los procesos de licitación de suministro eléctrico para clientes regulados.

5.2.1 Visión general del modelo de licitaciones chileno

Las características de las licitaciones eléctricas chilenas son:

• Las empresas Distribuidoras de distribución eléctrica (en adelante, las Distribuidoras) se

encuentran obligadas a tener disposición permanente de suministro de energía para

satisfacer a sus clientes regulados.

• Las distribuidoras deben suscribir Contratos de Suministro producto de procedimientos de

licitaciones. Las se rigen por los principios de no discriminación arbitraria, transparencia y

estricta sujeción a las Bases.

• La CNE es responsable de diseñar, coordinar, y dirigir las Licitaciones. Así, corresponde a la

CNE determinar anualmente las licitaciones necesarias para abastecer los consumos de los

clientes regulados. Las licitaciones no incorporan demanda de usuarios libres.

• Las licitaciones se motivan mediante informe fundamentado de la CNE, que contiene las

proyecciones de demanda de las Distribuidoras, y la relación de aquellas a quienes les

corresponde licitar. Esta información es publicada por medio electrónico y sometido a un

proceso de discusión pública.

• Cualquier persona natural o jurídica, previamente inscrita en el Registro de Usuarios e

Instituciones Interesadas (en adelante, el Registro), que pudiera tener interés en el proceso

de Licitación, puede realizar observaciones de carácter técnico al referido informe en un

plazo no mayor de quince días de publicado. La CNE debe responder fundamentadamente,

en un plazo no mayor de treinta (30) días, las observaciones y las notificará por medio

electrónico. En dicha oportunidad Incluirá las modificaciones al Informe, de ser el caso.

• Las discrepancias que se produzcan en relación a las proyecciones de demanda pueden ser

sometidas al dictamen de Panel de Expertos, en un plazo no mayor de quince (15) días de la

notificación de la respuesta a las observaciones.

• El Informe Final contempla una proyección de los procesos de licitaciones que se proyectan

en los siguiente cuatro años.

• La CNE elabora las Bases para la Licitación (en adelante, las Bases), las cuales son puestas en

conocimientos de las Distribuidoras obligadas a licitar, quienes pueden presentar

observaciones a las mismas.

• La CNE fija el valor máximo de las ofertas de energía, para cada bloque de suministro, el cual

tiene carácter reservado hasta la apertura de las ofertas. Dicho valor debe ser fundado y

definido en virtud del bloque de suministro de energía licitado, del periodo de suministro y

en consideración a estimación de costos eficientes de abastecimiento.

23 Decreto con Fuerza de Ley Nº 4/20018, fija Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado del Decreto

con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de

Energía Eléctrica.

• Los criterios de evaluación económica pueden considerar fórmulas de indexación de las

ofertas a lo largo del periodo de suministro.

• Las Bases deben exigir garantías u otras cauciones que garanticen el cumplimiento de las

obligaciones del generador.

• En las Bases se puede establecer que, en caso se adjudiquen licitaciones a proyectos nuevos,

los plazos para inicio de suministro sean postergados por causas no imputables al

adjudicatario, hasta por un plazo no mayor de dos (2) años. De igual forma, se puede

considerar poner término anticipado al Contrato de Suministro, si por causas no imputables

al generador su proyecto se retrasa o se hace inviable. Ambas posibilidades pueden hacerse

efectivas dentro del plazo que se establezca en las Bases, que en ningún caso es superior a

tres años desde la suscripción del Contrato. Para tal efecto, las ofertas contienen los hitos

constructivos con los plazos.

• El Contrato Tipo de Suministro deberá ser firmado por la Distribuidora y el suministrador

mediante escritura pública. Asimismo, las modificaciones que se introduzcan en el Contrato

deberán ser aprobadas por la CNE.

• El riesgo de congestión es asumido por los usuarios regulados.

• La asignación de las ofertas se efectúa considerando el precio nivelado de las ofertas

recibidas incluyendo su indexación, con tasa de descuento anual de 10%. Se elige la

combinación que implique menores costos para la demanda. En caso de empates, se opta

como primer desempate la oferta de mayor tamaño, y después por sorteo.

Las Distribuidoras tienen obligación de monitorear y proyectar su demanda futura

permanentemente e informar semestralmente a la CNE las proyecciones de demanda y las

necesidades de suministro a contratar. El incumplimiento de esta obligación por parte de las

Distribuidoras da lugar a las sanciones administrativas.

En el modelo chileno los Contratos de Suministro derivados de las licitaciones consideran,

respecto del inicio del suministro de la energía, una antelación mínima de 5 años. Esto permite

que los inversionistas obtengan financiamiento para el proyecto y les da tiempo suficiente para

la construcción de nuevas plantas.

Tanto el ejercicio de postergar el inicio del plazo del Contrato como la terminación anticipada

de aquel, debe fundarse en un informe de un consultor independiente (elegido en sorteo de la

base del registro público que para tal efecto lleva la CNE), que será pagado por el interesado. La

CNE podrá autorizar o rechazar fundadamente la solicitud.

Efectuada la postergación o cancelación del Contrato, la Distribuidora procederá al cobro de las

garantías o cauciones que correspondan. Los montos cobrados por este concepto deberán

reintegrarse a los clientes sometidos a regulación de precios a través de la fijación de precios a

que se refiere el artículo 158 de la Ley, de acuerdo a las condiciones que establezca el

reglamento.

En caso que el suministrador vea retrasada la interconexión de su proyecto al Sistema Eléctrico,

deberá sujetarse a la coordinación del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC),

bastando para esto el envío de una comunicación por escrito al CDEC24 y a la CNE. En este

24 Actualmente renombrado como Coordinador Eléctrico Nacional.

supuesto, deberá efectuar los retiros necesarios de energía del Sistema con el objeto exclusivo

de abastecer su Contrato de Suministro.

La CNE podrá licitar nuevamente los suministros, en caso estos sean declarados total o

parcialmente desiertos, pudiendo emplear licitaciones de corto plazo, donde se podrán

establecer condiciones distintas de las normalmente aplicables. Asimismo, cuando la CNE

prevea que el consumo de energía que una Distribuidora destinará al mercado de servicio

regulado para el año siguiente será superior a la contratada mediante licitación, emitirá la

resolución que apruebe una licitación de corto plazo. Esta última no podrá ser superior de tres

años. El valor máximo para la presentación de ofertas será fijado por la CNE en las Bases, el cual

no podrá ser inferior al componente de energía del precio medio de mercado, establecido en el

Informe Técnico Definitivo del precio de nudo de corto plazo vigente al momento de la

convocatoria, incrementado hasta en 50%.

Las reglas e implementación de las licitaciones se reflejan mediante Resoluciones Exentas, que

son publicadas en el portal web de la CNE. Las Bases indican las condiciones de la Licitación,

especificando, a lo menos:

a) La cantidad de energía a licitar;

b) Los Bloques de suministro requeridos;

c) El período de suministro que debe cubrir la oferta, el cual no puede exceder de 20 años;

d) Los puntos del sistema eléctrico en el cual se efectuará el suministro;

e) Las condiciones, criterios y metodologías que serán empleados para realizar la evaluación

económica de las ofertas, que pueden considerar el efecto de los indexadores y criterios que

garanticen el logro de los objetivos de la legislación; y

f) Un contrato tipo de suministro de energía para el servicio público de distribución.

Las Bases podrán agrupar en un mismo proceso los requerimientos de suministro de distintas

Concesionarias; sin embargo, se requiere del consentimiento de las distribuidoras.

5.2.2 Objetivos

La Ley tiene como misión mejorar el proceso de licitaciones de suministro eléctrico de clientes

regulados, permitiendo conseguir los siguientes objetivos:

• Asegurar suministro eléctrico bajo contrato para la totalidad de los clientes regulados;

• Obtener precios de energía competitivos en un mercado preferentemente de largo plazo;

• Garantizar el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia,

seguridad y diversificación del sistema eléctrico.

5.2.3 Contrapartes

5.2.3.1.1 Sujetos

Demanda regulada (por distribuidor a agregada). Para realizar los procesos licitatorios, las bases

son elaboradas por la CNE y puestas en conocimiento a las empresas concesionarias encargadas

de la licitación a fin de recibir observaciones. Posteriormente son aprobadas por la CNE,

mediante Resolución Exenta.

Las Distribuidoras se encuentran obligadas a cumplir lo dispuesto en las Bases y los aspectos

administrativos y de gestión que la CNE disponga, asumiendo los gastos en que se incurra para

llevar a cabo las Licitaciones.

El total de la demanda regulada. Las distribuidoras deberán disponer permanentemente del

suministro de energía que les permita satisfacer el total del consumo de sus clientes sometidos

a regulación de precios.

Los volúmenes a licitar en cada oportunidad son los establecidos en el Informe Final de la CNE,

que toma en cuenta las proyecciones de demanda de las Concesionarias para el abastecimiento

de sus Clientes Regulados, así como los antecedentes de consumos históricos.

5.2.3.1.3 Información

La reglamentación de las licitaciones en Chile obliga a las distribuidoras a tener a disposición de

los interesados que se registren como participantes del proceso mediante la adquisición de las

bases respectivas, información actualizada de ventas reguladas de la distribuidora, número de

clientes, factor de carga y demanda máxima.

5.2.3.1.4 Parte vendedora

Pueden participar como oferentes en los procesos, personas jurídicas chilenas o extranjeras, ya

sea en forma individual, o en consorcio o asociación, aunque no se trate de sociedades anónimas

que tengan como su giro la generación de energía eléctrica. En caso de adjudicarse la licitación,

los consorcios o asociaciones están obligados a constituirse en Chile como sociedad anónima

con giro de generación de energía eléctrica. Asimismo, los proponentes deben presentar las

garantías que las bases de licitación establezcan, sean éstas en términos financieros o respecto

de antecedentes que permitan establecer que cuentan con el respaldo suficiente para cumplir

con el suministro comprometido.

5.2.4 Producto

En términos generales, el suministro se caracteriza por un monto de energía anual y por un

monto de potencia máxima a suministrar. La ley admite que cada Bloque de Suministro deba

contener una componente base y puede contener una componente variable. La componente

base está asociada a la energía anual requerida por el Bloque de Suministro en cada año y

además debe presentar una distribución referencial mensual y por Punto de Compra como

porcentaje del total, la cual debe ser especificada en las Bases. La componente variable debe

constituir a lo más el 10% de la energía requerida en cada año por la componente base y tiene

por finalidad absorber incrementos no esperados en la demanda de energía, en la proporción

que corresponda con respecto al total contratado.

El Suministro Eléctrico es del tipo energía mensual con potencia asociada. Solo se considera el

pago de potencia en el bloque de horas punta y por la máxima demanda leída. El precio de

potencia es establecido en dólares americanos por la CNE.

Actualmente se consideran dos bloques estacionales que cubren las 24 horas del día y de

longitud semestral25, más tres (3) bloques anuales que cubren ciertas horas del día.

25 Sin embargo, el regulador de Chile está considerando para futuras subastas incrementar los bloques de demanda de 24 horas diarias a cuatro, cada uno con una duración total trimestral, ello con la finalidad de promover que pequeñas hidroeléctricas con restricciones de generación puedan participar en el futuro.

Asimismo, en caso los contratos suscritos no cubran la totalidad de la energía consumida por los

distribuidores, los generadores se obligan a asumir la diferencia en proporción a sus cantidades

contratadas. De igual modo, los generadores se obligan a suministrar a distribuidores deficitarios

en caso existan distribuidores excedentarios.

Conforme los objetivos del mecanismo, los contratos deben tener una duración o período de

vigencia consistente con plazos que permitan financiar un proyecto de generación si el

crecimiento de la demanda así lo determinara. La norma legal establece que los plazos serán

definidos en las bases de licitación respectivas, si bien dispone para ellos una duración máxima

de 20 años.

5.2.4.2 Tipo de contrato

Contrato de energía con potencia asociada, de carácter financiero, donde el generador compra

en el mercado mayorista de energía (mercado “spot”) el suministro de energía si no la produce

físicamente.

El contrato puede incluir un mecanismo de revisión de precios por causas ajenas al suministrador

en materia de costo de capital o de operación debido a cambios tributarios o de la ley sectorial

que produzcan excesivo desequilibrio respecto de las condiciones existentes al momento de

presentar oferta.

En caso exista diferencias entre la CNE y las partes del contrato, se puede recurrir como instancia

dirimente al “panel de expertos”; debiendo participar como parte interesada a las asociaciones

de usuarios.

No existe ningún tratamiento especial para el caso de las centrales de generación renovable, lo

que se espera es que estas oferten solo por aquellos bloques de demanda en los cuales

encuentren manejable el riesgo de tener que comprar energía del mercado para abastecer el

contrato26.

Las fórmulas de indexación de los precios de energía y potencia son definidas por la Comisión

en las Bases o, si éstas lo permiten, por los Oferentes, conforme a las condiciones señaladas en

ellas.

Los precios de energía y potencia del suministro son determinados para cada Licitación, en el o

los Puntos de Oferta definidos en las Bases. La primera indexación del precio de energía y

26 Cabe sin embargo indicar que el año 2010 se implementó en Chile la ley 20.257 para promover las energías renovables no convencionales (RER) mediante un sistema de cuotas transables entre empresas. La ley establece que toda empresa que retire energía del sistema deberá acreditar inyecciones provenientes de RER equivalentes al 10% de dichos retiros. Esta obligación se ha implementado de manera escalonada en el tiempo: un 5% entre el 2010 y 2014, y a partir de año 2015 se incrementan en un 0,5% anual, hasta alcanzar 10% en el 2024 y el 20% en el año 2025. La ley permite almacenar obligaciones y excedentes por un año calendario, y como resultado se ha establecido un mercado de certificados verdes transados en su mayoría bilateralmente. Los demandantes son las empresas que necesitan cumplir con sus obligaciones de energía renovable mientras que los oferentes son las empresas que inyectan energía renovable al sistema. El incumplimiento de esta obligación está sujeto al pago de multas de 0.4 UTM por MWh incumplido (aproximadamente 28 US$/MWh en la actualidad).

potencia se efectuará en concordancia con el decreto que será publicado para estos efectos

según lo señalado en la ley.

Actualmente, en los contratos de largo plazo se permite como indexadores para la energía la

inflación de Estados Unidos, carbón, diésel, gas natural y petróleo Brent; pero solo hasta el 70%

de la fórmula de indexación se puede vincular a variables diferentes de la inflación

norteamericana. En tanto para potencia el indexador es completamente la inflación

norteamericana.

En el caso de los contratos de corto plazo, además de la fórmula de indexación, se introduce un

mecanismo de liquidación que toma en cuenta la diferencia entre el precio promedio de energía

y el costo marginal. Para ello se hace uso de una banda, dentro de la cual se considera como

precio el costo marginal, y fuera de la cual asume el riesgo el generador (precio medio más 70%)

o los usuarios regulados (precio medio menos 70%) según sea el caso.

5.2.4.4 Garantías

Cada generador debe justificar físicamente que es (o será) capaz de entregar la energía

contratada. Dicha capacidad instalada no sólo se debe presentar a los distribuidores, sino que

también al regulador. Cada adjudicatario será responsable de mantener, durante toda la

vigencia de los contratos que se adjudique, el necesario respaldo físico y/o contractual para

garantizar el cumplimiento de los compromisos adquiridos en esta Licitación en base a:

• centrales de generación de su propiedad que se encuentren en operación a la fecha de la

adjudicación,

• proyectos de construcción de centrales de generación de su propiedad o,

• centrales en operación y/o proyectos de construcción de centrales de generación que sin

ser de su propiedad están destinadas en forma exclusiva al respaldo de sus compromisos.

Se deben presentar garantías (boletas de garantía) financieras por:

• seriedad de la propuesta (lo cual evita que el generador se arrepienta de la oferta al

momento de la adjudicación)

• garantía de constituir la empresa de generación (para inversionistas o empresas que aún

no son compañías generadoras).

En el caso de proyectos, el suministrador deberá contratar a su costo y antes de cumplirse los

60 días anteriores a la fecha de inicio de la construcción del Proyecto, de acuerdo a lo indicado

en la carta Gantt que acompañó en su Propuesta, una Auditoría Técnica calificada, cuyo auditor

debe ser seleccionado a partir del Registro Público de Consultores. Esta Auditoría Técnica debe

efectuar el seguimiento del cumplimiento de los plazos involucrados, en conformidad con dicha

carta Gantt del Proyecto, y preparar los informes correspondientes a cada hito que se señala a

continuación.

Los hitos a controlar por la Auditoría Técnica, en adelante los “Hitos”, deberán estar contenidos

en la carta Gantt del proyecto y deberán considerar los plazos y definiciones establecidos en la

normativa vigente correspondiente, siendo los siguientes:

a. Declaración en construcción;

b. Avance del 25% de las Obras;

c. Avance del 50% de las Obras;

d. Avance del 75% de las Obras;

e. Finalización de las Obras y pruebas previas a interconexión;

f. Puesta en servicio de las unidades de generación; y

g. Entrada en operación de las unidades de generación.

Los informes preparados por la Auditoría Técnica deberán ser presentados al Distribuidor a más

tardar dentro de los 75 días siguientes a la fecha establecida en la Carta Gantt del Proyecto para

cada Hito.

Cada incumplimiento del plazo de dos Hitos a controlar por la Auditoría Técnica respecto de las

fechas indicadas en la carta Gantt, dará lugar al cobro por parte del Distribuidor de una multa

por atraso, por un monto equivalente a 15 UF por cada GWh de energía adjudicada al

Suministrador. Se entiende como incumplimiento de un Hito, el atraso por más de 60 días

respecto de la fecha establecida en la carta Gantt, o la no entrega del informe de Auditoría

Técnica dentro del plazo señalado en el párrafo anterior. El incumplimiento de un Hito particular

puede considerarse para efectos del cobro de sólo una multa.

El no pago de la multa señalada precedentemente dentro de los 30 días siguientes a la fecha

que fuera cursada por la Distribuidora, dará lugar al cobro del Seguro de Ejecución Inmediata o

Boleta de Garantía de Fiel Cumplimiento del Contrato.

5.2.4.5 Penalizaciones

El contrato y la Ley establecen las multas que significa no realizar el suministro, lo cual se debe

cumplir con absoluta seguridad al margen de las boletas de garantía. En otras palabras, la

aplicación de las garantías financieras no elimina el resto de los compromisos contractuales ni

legales.

En el contrato a suscribir entre la distribuidora y el adjudicado, una vez realizada la licitación, se

puede establecer una o más cláusulas penales para el caso de incumplimiento contractual,

especialmente en lo referido a falta total o parcial de suministro de energía, siempre y cuando

estas se ajusten a los valores de mercado para este tipo de acuerdos.

En caso de aplicarse las penalidades, estás serán destinadas a reducir las tarifas de los usuarios

regulados.

5.3 PANAMÁ El servicio eléctrico en la república de Panamá fue brindado por el sector privado hasta el año

1961 cuando se creó el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE)27, institución

autónoma del Estado que logró abarcar el territorio nacional, con excepción de la actual

Autoridad del Canal de Panamá.

En el año 1995, mediante la Ley 628, se permitió nuevamente la participación del sector privado

en el subsector generación eléctrica, pero de manera parcial. Con la Ley 26 de 1996 se creó el

Ente Regulador de los Servicios Públicos de Agua, Electricidad y Telecomunicaciones (ERSP, hoy

27 Ley 37 de 31 de enero de 1961, Orgánica del Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación. 28 Ley 6 de 9 de febrero de 1995, "Por la cual se modifica el Decreto de Gabinete 235 de 30 de julio de

1969, que subroga la Ley 37 de 31 de enero de 1961, Orgánica del Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación".

ASEP)29, y con la Ley 6 de 199730, se dictó el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación

del Servicio Público de Electricidad, a través de la cual se logró la reestructuración del IRHE y por

ende, del sector eléctrico, en 8 empresas, cuatro de generación eléctrica, tres de distribución

eléctrica y una empresa de transmisión eléctrica (ETESA), donde el Estado es dueño del 100% de

las acciones. Seguidamente, en el año 1998 se llevaron a cabo las licitaciones públicas para la

venta de entre el 49% y 51% de las acciones de las empresas de generación y de distribución

aludidas, donde se reservaron como opción para los empleados entre el 2% y el 10%, y el Estado

permanecería con el remanente de acciones de estas empresas.

Al mercado de contratos corresponden las compras o ventas de energía y/o potencia, entre

generadores, distribuidores y grandes clientes. De acuerdo al diseño del modelo de mercado

panameño, las distribuidoras deben contratar la cobertura del 100% de la demanda de energía

de sus clientes regulados y el 100% de la demanda de potencia de sus clientes regulados y

clientes libres en su concesión, la cual realizan mediante actos públicos. Lo anterior significa

que los usuarios finales pagarán como componente de generación la suma de los contratos

licitados, que proporciona estabilidad en los precios y no los expone a la volatilidad de los precios

del mercado ocasional de corto plazo.

Hasta 2002 ETESA era el comprador único en el mercado de generación; a partir de esa fecha y

hasta 2009 las empresas de distribución eléctrica se encargaron de preparar los pliegos, los que

debían cumplir con los criterios de la ASEP y ser aprobados por ésta, previos a realizar la

invitación para el acto público. Por disposición de la Ley 57 de 200931.

Cabe hacer referencia al mercado ocasional, entendido como el mercado de energía donde se

saldan las diferencias entre lo dispuesto en los contratos y la generación real de cada planta. En

otras palabras, si un generador no generó la totalidad de la energía contratada, debe comprar

la porción no generada en el mercado ocasional para cumplir con su contrato. Por otro lado, si

un generador cumplió con su contrato y tiene capacidad sobrante y es despachado, éste

terminará vendiendo energía en el mercado ocasional. En el mercado ocasional se aplica el

despacho económico por costos variables ascendentes de generación. El costo variable para el

despacho de los generadores térmicos cubre el costo del combustible y de operación y

mantenimiento. En el caso de las plantas hidroeléctricas de pasada el costo variable es cero

porque no pueden almacenar la energía y si no la generan se pierde. Las plantas hidroeléctricas

de embalse se gestionan considerando su valor del agua (costo de oportunidad de reemplazar

una central termoeléctrica). Este mercado fue diseñado como compensación entre generadores

solamente.

Los entes o autoridades del sector eléctrico panameño son:

29 A partir del 24 de abril de 2006, el Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP) pasó a ser la

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). 30 Ley 6 de 3 de febrero de 1997, “Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio

Público de Electricidad”. Establece el régimen a que están sujetas las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad, así como las actividades normativas y de coordinación consistentes en la planificación de la expansión, operación integrada del sistema interconectado nacional, regulación económica y fiscalización. Esta ley se encuentra reglamentada por el Decreto Ejecutivo 22 de 19 de junio de 1998.

31 Ley 57 de 13 de octubre de 2009, que modifica artículos de la Ley 6 de 1997, que dicta el marco regulatorio para la prestación del servicio público de electricidad.

La Secretaria Nacional de la Energía (SNE), creada bajo la Ley 52, de 30 de julio de 2008,

establece la política y la estrategia del sector energético como rector.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. (ASEP), creada bajo la Ley 26, de 29 de

enero de 1996, se reestructura mediante el Decreto 10, de 22 de febrero de 2006, es el Ente

Regulador y ejerce el poder de regular y controlar la prestación de los servicios públicos de

abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones,

radio y televisión, así como la transmisión y distribución de gas natural. Otorga concesiones

y licencias que se refiere a la ley, vigila, controla el cumplimiento de las leyes y sanciona sus

violaciones, etc.

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), Empresa Transmisora con 100% de capital

nacional.

Centro Nacional de Despacho (CND), dependencia de ETESA, administra la operación del

sistema, incluyendo del mercado de contratos y del mercado ocasional.

Las Reglas de Compra32 tienen como objeto regular la contratación de potencia por parte de las

empresas Distribuidoras para sus clientes finales (clientes regulados y grandes clientes que estén

vinculados a sus redes distribución o que se vinculen de estas y se conecten directamente al

Sistema de Transmisión); así como la contratación de energía para sus clientes regulados.

5.3.1 Visión general del modelo de licitaciones panameño

Las características de las licitaciones eléctricas en Panamá son:

• Las ofertas se presentan en sobre cerrado.

• No se cuenta con precio de reserva como elemento para eliminar oferta alguna.

• Los distribuidores no podrán utilizar su generación propia directamente, sino que deben

ofrecerla en las licitaciones como cualquier otro generador, para ello su generación tiene

acceso al mercado de corto plazo.

• No se permite la participación de agentes con conflicto de interés, entendidos como:

- Presentan dos ofertas en un mismo renglón33, siendo una de ellas no opcional.

- Si el activo de generación nuevo está bajo control de quinen controla a la distribuidora.

- Si el generador dispone de información que es relevante para que los demás

generadores formulen su oferta.

• La responsabilidad en cuanto a la ejecución del Acto de Concurrencia para la contratación

de la compra de potencia y/o energía, la preparación de los pliegos, la convocatoria, la

evaluación y adjudicación de los contratos, corresponde a ETESA, quien deberá asegurarse

de que los contratos resultantes atiendan únicamente a factores de economía, eficiencia y

garantía de suministro. Los pliegos de la licitación deben ser aprobados previamente por el

regulador ASEP.

32 Aprobado mediante la Resolución AN No. 991–ELEC, de 11 de julio de 2007, y modificado mediante la

Res. AN No. 1094–ELEC, de 28 de agosto de 2007, la Res. AN No. 1593-ELEC, de 10 de abril de 2008, la Res. AN No. 1998-ELEC, de 14 de agosto de 2008, la Res. AN No. 3477-ELEC, de 10 de mayo de 2010, la Res. AN No. 5044-ELEC, de 30 de diciembre de 2011, la Res. AN No. 4275-ELEC, de 23 de abril de 2012, la Res. AN No. 5635-ELEC, de 3 de octubre de 2012, y la Res. AN No. 5848-ELEC, de 31 de diciembre de 2012.

33 Renglón debe entenderse como bloque de demanda de energía, potencia o potencia y energía, según se definan en las bases de la licitación.

• ETESA procura distribuir en el tiempo los llamados a los Actos de Concurrencia, evitando en

lo posible contratar simultáneamente volúmenes muy grandes de suministro de potencia

y/o energía. Sin embargo, un mismo llamado podrá incluir varios renglones (volúmenes

adjudicables por separado y con distintas fechas de inicio de entrega).

• Las licitaciones de largo plazo se anuncian con la debida antelación, preferiblemente 2 a 6

años antes de inicio del suministro, para permitir la entrada de nuevos generadores con

plantas cuyo período de construcción sea mayor y así aumentar la competencia en el

mercado. Los plazos contractuales pueden ser de hasta 15 años.

• Las empresas de distribución eléctrica son responsables de mantener actualizados los

requerimientos de potencia y energía de los Clientes Finales (libres y regulados) en su

respectiva zona de concesión e informar oportunamente a ETESA para que esta pueda, en

su nombre, hacer las convocatorias pertinentes a los Actos de Concurrencia, de forma que

se garantice el suministro a la demanda en su zona de concesión.

• ETESA puede gestionar, para una o varias empresas de distribución eléctrica, la compra de

potencia ó energía ó potencia y energía34 mediante contratos de diferentes plazos, con

diferentes puntos de entrega, con entregas parciales y/o escalonadas, según evaluación de

las necesidades de sus respectivas áreas de concesión, información que es suministrada por

las respectivas empresas de distribución eléctrica oportunamente.

• Se garantiza la transparencia mediante la publicación en varios medios de comunicación de

los llamados a los Actos de Concurrencia, el examen previo de toda la documentación por

parte de los posibles proponentes y el acceso de todos los posibles proponentes a todas las

preguntas que se hagan con respecto a los Documentos de Licitación y a la respuesta que se

dé a las mismas, así como a aspectos del Acto de Concurrencia.

• El Acto de Concurrencia garantiza a todos los posibles proponentes igualdad de

oportunidades, bien que estos sean agentes del mercado existentes o nuevos, con plantas

instaladas o por instalar, con ofertas totales o parciales. Sin embargo, es potestad del Estado

definir si el suministro debe brindarse con generación existente o nueva, y si debe proceder

de algún tipo de tecnología en particular.

• ETESA organiza una reunión, previa a la realización del Acto de Concurrencia, en la cual los

posibles proponentes pueden obtener aclaraciones.

• Toda información, aclaración, corrección de errores o modificación de los documentos del

Acto de Concurrencia es enviada a todos los posibles proponentes que adquirieron los

documentos para participar en el Acto de Concurrencia a más tardar dos (2) días hábiles

posteriores al día en que se originó dicha información, aclaración, corrección de errores o

modificación. Sólo se permite generar información, aclaración, corrección de errores o

modificación de los documentos del Acto de Concurrencia hasta diez (10) días calendario

antes de la fecha fijada para la recepción de las ofertas.

• Los Documentos de Licitación contienen cláusulas que desincentivan y penalizan las

prácticas corruptas o fraudulentas.

• Los actos de concurrencia podrán ser respecto de:

- Ofertas de sólo potencia: La oferta se presentará ya sea como un cargo mensual único

o un cargo mensual variable anualmente, por unidad de potencia por mes disponible,

por toda la duración del contrato expresado en Balboas (o Dólares de los Estados Unidos

34 De estas licitaciones no participan las centrales eólicas, para ellas se cuenta con procesos ad-hoc.

de América) (B/./kW-mes = USD/kW-mes) y, si es el caso, la fórmula de ajuste del cargo

mensual por potencia disponible.

- Ofertas de sólo energía: La oferta presentará un cargo único o variable anualmente por

la energía, por toda la duración del contrato, expresado en Balboas (o Dólares de los

Estados Unidos de América) (B/./kWh = USD/kWh) y, si es el caso, la fórmula de ajuste

del cargo por energía.

- Ofertas de potencia y energía: La oferta presentará por separado, por toda la duración

del contrato, un cargo mensual único o un cargo mensual variable anualmente por

unidad de potencia por mes disponible en Balboas (o Dólares de los Estados Unidos de

América) (B/./kW-mes = USD/kW-mes) y un cargo único o variable anualmente por

energía en Balboas (o Dólares de los Estados Unidos de América) (B/./kWh = USD/kWh),

indicando, si es el caso, las fórmulas de ajuste del cargo mensual por Potencia Firme de

largo plazo y/o de la energía.

• Las ofertas provenientes de fuentes limpias (hidroelectricidad, renovables y gas natural)

tendrán el beneficio de un descuento sobre su oferta de energía del 5% para efectos de la

adjudicación.

• La participación en los Actos de Concurrencia como proponentes está abierta a empresas

que estén constituidas o planeen constituirse en Agentes del Mercado Eléctrico Regional

(MER) dedicados a las actividades de generación en el MER, así como a empresas de

generación de países no miembros del MER con interconexiones con Panamá y que estén

autorizados a realizar exportaciones de potencia y/o energía.

• Los proponentes pueden presentar hasta dos ofertas para un mismo renglón en un mismo

Acto de Concurrencia, siempre que se oferte hasta un máximo correspondiente a la Potencia

Firme no comprometida, y que ambas ofertas no sean opcionales y/o alternativas. Las

ofertas opcionales son aquellas que implican alguna restricción para ser adjudicadas.

• Tras la evaluación de las ofertas, ETESA prepara un Informe de Evaluación con los resultados

del Acto de Concurrencia y la propuesta de adjudicación, el cual deberá ser enviado a la

ASEP. La presentación de la No Objeción de la ASEP a dicho informe, es requisito

indispensable para que ETESA adjudique los contratos.

• La adjudicación se asigna a la oferta o combinación de ofertas que resulte en el menor precio

nivelado 35 evaluado y que represente el mínimo costo para los Clientes Finales,

considerando, si aplica, el monto máximo de adjudicación para las ofertas provenientes de

Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional

y Agentes del Mercado Eléctrico Regional.

• Los contratos resultantes son asignados por ETESA a las empresas de distribución eléctrica,

para su firma y ejecución, de acuerdo a las necesidades de contratación de cada empresa

de distribución. En este sentido, cada empresa de distribución eléctrica contrata la potencia

de todos los usuarios libres ubicados en su zona de concesión como parte de su propia

demanda, y le transferirá a los mismos su precio promedio de abastecimiento de potencia.

35 Valor equivalente considerando la aplicación de la fórmula de indexación de la energía durante todo el plazo contractual con una tasa de descuento de 12% anual. En este caso se considerará el costo marginal mensual para el caso de hidroeléctricas, el precio de combustibles y el costo marginal para termoeléctricas. El costo marginal es aquel del Plan de Expansión Nacional.

• En caso de igualdad en el precio evaluado que no pueda resolverse a través de

adjudicaciones parciales a los proponentes empatados, ETESA solicita a los respectivos

proponentes que, por escrito, en el plazo que se les fije (el cual no podrá ser inferior a

veinticuatro horas), formulen una mejora de precios. El silencio de algún proponente

invitado a desempatar se entenderá como confirmatorio de su oferta original,

procediéndose en consecuencia. En la eventualidad de un segundo empate la asignación se

hará por sorteo con el método que previamente haya establecido ETESA en los Documentos

de Licitación.

• ETESA puede rechazar una, todas o cualesquiera de las propuestas cuando las considere

onerosas o gravosas, en cuyo caso deberá explicar previamente las razones justificativas a

satisfacción de la ASEP. Asimismo, ETESA tiene la potestad de declarar desierto el Acto de

Concurrencia, para lo cual requiere de una No Objeción de la ASEP. En este caso ETESA debe

convocar a un nuevo llamado al Acto de Concurrencia, salvo aceptación por parte de la ASEP

de las modificaciones en los Documentos de Licitación que sean necesarias para obtener

propuestas aceptables. El plazo para el nuevo llamado al Acto de Concurrencia no es mayor

a cinco (5) meses.

• La adjudicación debe ser anunciada durante cinco (5) días calendario, como mínimo en dos

diarios de circulación nacional y deberá ser publicada por ETESA en su página web por un

mínimo de treinta (30) días calendario. Asimismo, deben ser informadas de manera

fehaciente a la ASEP y a todos los proponentes en los domicilios indicados en la oferta,

dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la adjudicación.

• ETESA debe dar a conocer información acerca del análisis, aclaración y evaluación de las

ofertas y sobre las recomendaciones relativas a la adjudicación.

• Los precios ofertados son dados a conocer a todos los interesados en el acto de apertura.

• La(s) empresa(s) de distribución eléctrica y la(s) adjudicataria(s) correspondiente(s) firman

el contrato de suministro a más tardar cuarenta y cinco días (45) calendario contados a partir

de la fecha de la adjudicación, de acuerdo con el modelo de contrato incluido en el

Documento de Licitación. Se permiten modificaciones al contrato incluido en el Documento

de Licitación que no comprometan la esencia del Acto de Concurrencia, previa la aprobación

de la ASEP.

• La empresa de distribución eléctrica debe presentar el contrato en la ASEP para su registro,

dentro del plazo de diez (10) días hábiles siguientes a su firma. Inmediatamente se haya

obtenido el registro por parte de la ASEP, la empresa de distribución eléctrica debe enviarle

copia del contrato registrado al Centro Nacional de Despacho (CND).

A más tardar el 15 de diciembre de cada año, ETESA suministra en forma digitalizada a la ASEP,

para su consideración, un Informe Anual sobre Contrataciones con las características básicas y

los volúmenes de la totalidad de los Actos Públicos para el suministro de potencia y/o energía

que tenga proyectado celebrar en los sesenta (60) meses próximos contados a partir del 1 de

enero del año siguiente.

Para la confección del Informe Anual de Contratación, ETESA toma como referencia, como

mínimo, la siguiente información:

- Los Informes de los Contratos Vigentes presentados por las empresas de distribución

eléctrica.

- Los niveles de contratación de las empresas de distribución eléctrica.

- Los informes de las empresas de distribución eléctrica deben contener la información de

todos los Clientes Finales.

- El informe indicativo de demanda vigente.

ETESA calcula cuáles son los volúmenes no contratados de potencia y energía para cubrir la

totalidad y la obligación mínima de contratar de cada empresa de distribución eléctrica y un

consolidado del mismo. Con base a este cálculo, ETESA programará los Actos Públicos para el

suministro de potencia y/o energía que tengan proyectado, para cumplir por lo menos, con la

obligación mínima de contratar de cada empresa de distribución eléctrica. Se establece el

siguiente cuadro de obligación de cobertura de la energía y potencia proyectadas para las

distribuidoras (más o menos una tolerancia de 5%):

Tabla 19.

Años a futuro Obligación mínima de contratar

1-2 100%

3-4 90%

5-6 80%

7-8 70%

9-10 60%

11-12 50%

13-14 40%

15-21 30%

El Informe Anual sobre Contrataciones debe contener al menos la siguiente información:

- Para cada Empresa de Distribución Eléctrica, la cantidad y tipo de contratos existentes,

indicando su volumen de potencia y/o energía, precios, y demás características básicas.

- Un consolidado para cada Empresa de Distribución Eléctrica de los Niveles de Contratación.

- Los informes de las empresas de distribución eléctrica deben contener la información

asociada a los Clientes Finales y desglosada para los Clientes Regulados y los Grandes

Clientes que participan en el Mercado Mayorista de Electricidad.

- Fecha provisional de la adjudicación del contrato o contratos en trámite, si se conociere, o

en su defecto la fecha del acto de recepción de propuestas.

- Nombre, dirección, teléfono, telefax, dirección electrónica, departamento o persona

encargada de ETESA en donde pueda obtenerse información complementaria.

Adicionalmente, ETESA proporcionará la estimación de la cobertura de la demanda prevista, con

indicación de la parte que le corresponda a cada contrato.

El Informe Anual sobre Contrataciones se remite a la ASEP para su evaluación. La ASEP evalúa

dicho informe y emite juicio sobre el mismo, dentro de los siguientes treinta (30) días

calendarios. En caso de devolución con objeciones, ETESA debe hacer las correcciones y enviar

nuevamente el informe en un plazo no mayor de quince (15) días calendario.

Luego de presentada la No Objeción de la ASEP al Informe Anual sobre Contrataciones, ETESA

publica el mismo en su página Web durante al menos treinta (30) días calendario. Adicional a

esto, debe publicar por dos (2) días consecutivos el aviso de que dicho Informe se encuentra

disponible. Esta publicación debe realizarse en dos diarios de circulación nacional y en una

revista internacional.

El hecho de que ETESA realice la gestión de compras de potencia y/o energía no exonera a las

empresas de distribución de permanecer vigilantes referentes a los montos y plazos convocados

por la misma. En caso que una Empresa de Distribución Eléctrica considere que no se están

cubriendo los requerimientos de potencia y/o energía de sus Clientes Finales, dicha Empresa de

Distribución Eléctrica afectada deberá recurrir ante la ASEP y solicitarle que tome las medidas

que correspondan.

La participación en los Actos de Concurrencia es obligatoria para todos aquellos prestadores del

servicio público con una licencia o concesión de generación, lo que incluye tanto a los

generadores como a la generación propia de las empresas de distribución, para tal efecto se

toma en consideración:

- Los requerimientos de abastecimiento de los Clientes Finales de las empresas de

distribución eléctrica y los contratos existentes.

- La disponibilidad de potencia y/o energía de cada oferente que posea una licencia o

concesión, para lo cual en cada Acto de Concurrencia ETESA deberá determinar e informar

a dichos oferentes la potencia y/o energía que tienen disponibles y sobre el cual tienen la

obligación de ofertar. Para este fin, ETESA deberá asistirse con la información que disponga

el Centro Nacional de Despacho en cuanto a los compromisos, la capacidad instalada, la

potencia efectiva, la potencia firme comercial, disponibilidad y/o cualquier otra

característica técnica o comercial de cada oferente que sea necesaria, considerando lo

establecido en la Sección II de este documento. En los casos de las plantas por instalarse en

el Sistema Interconectado Nacional y que estén sujetas a la obligación de ofertar, ETESA

deberá utilizar como información la que disponga, en virtud de su labor de planificación de

la expansión, así como aquella que le sea suministrada por el oferente y por la ASEP.

- El monto máximo, de Potencia y/o Energía, que se puede adjudicar en cada Acto de

Concurrencia a los Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de

Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional.

5.3.2 Objetivos

La contratación por parte de las empresas de distribución eléctrica a través de la gestión de

ETESA tiene como objetivo minimizar, para los clientes finales, los costos de la potencia y/o

energía, además de asegurar la disponibilidad oportuna y permanente de la energía y/o potencia

necesaria para dichos clientes. En particular, el proceso de contratación deberá:

a) Evitar el establecimiento de requisitos que representen barreras a la participación más allá

de lo necesario para garantizar la seguridad del abastecimiento al cliente final, tales como

penalidades excesivas.

b) Minimizar el costo de los contratos a través de una adecuada distribución de los riesgos entre

suministradores y consumidores, evitando situaciones que representen riesgos para una u

otra parte.

5.3.3 Contrapartes

5.3.3.1.1 Sujetos

Para realizar los Actos de Concurrencia, los Documentos de Licitación son elaboradas por ETESA,

debiendo contar con la no objeción de ASEP, y puestas en conocimiento a las empresas

distribuidoras, quienes suscribirán los contratos.

Las distribuidoras se encuentran obligadas a cumplir lo expresado en los Documentos de

Licitación, así como los aspectos administrativos y de gestión que se hayan establecido en

aquellas.

Demanda de energía de los usuarios regulados y/o potencia de los usuarios libres y regulados.

Los volúmenes a licitar en cada oportunidad serán los establecidos en el Informe Anual sobre

Contrataciones elaborados por ETESA y aprobados por ASEP, que tomara en cuenta la cantidad

y tipo de contratos existentes (indicando volumen, de potencia y/o energía, precios y demás a

características), informes de las empresas de distribución, fecha provisional de la adjudicación

del contrato o contratos (o, en su defecto, la fecha del acto de recepción de propuestas), entre

otros.

5.3.3.1.3 Información

La reglamentación de las licitaciones en Panamá obliga a las distribuidoras a garantizar la

máxima transparencia, publicando en varios medios de comunicación los Actos de Concurrencia,

permitir el examen de la documentación y responder a las preguntas que hagan los posibles

proponentes con respecto a los Documentos de Licitación y aspectos del Acto de Concurrencia.

Asimismo, obliga a las distribuidoras a tener a disposición de los proponentes de todos los

documentos de la licitación y documentación anexa, debiendo expedirse a costo de aquellos.

5.3.3.2 Parte vendedora

5.3.3.2.1 Agentes

Deberán participar como proponentes los prestadores del Servicio Público de Electricidad que

posean una concesión o licencia de generación (Generadores), encontrándose obligados a

participar con su potencia y/o energía disponible en los Actos de Concurrencia. De igual forma,

esta obligación se hace extensiva a los poseedores de concesiones o licencias generación

previstos a iniciar operaciones con su proyecto de generación durante el periodo de suministro

solicitado en el Acto de Concurrencia

Asimismo, pueden presentarse como proponentes cualquier persona natural o jurídica que

adquiera el Documento de Licitación y participe en cualquiera de las etapas de la Licitación, que

a) Participantes Productores del Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá: esto incluye

Generadores y/o Autogeneradores / Cogeneradores y distribuidores habilitados como

Participantes Productores, así como los Agentes de Interconexión Internacional.

b) Potenciales Agentes de Interconexión Internacional, que para efectos de las presentes

Reglas de Compra se entenderá como el Agente de un país que participe en el MER o un país

interconectado pero que no participan en el MER, cuya oferta será proveída a través del

Enlace de Interconexión Colombia Panamá y está simultáneamente optando por la

adquisición de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión (DFACI).

De igual manera se considerará al Participante Productor del Mercado Mayorista de

Electricidad de Panamá, habilitado para la compra de DFACI, conforme a la reglamentación

vigente, cuando esté optando por la compra de DFACI y únicamente por el monto

correspondiente a la compra de DFACI.

c) Inversionistas interesados en convertirse en Agentes de Interconexión Internacional;

d) Inversionistas interesados en convertirse en Participante Productor del Mercado Mayorista

de Electricidad de Panamá;

e) Agentes de países que participen en el MER, que estén autorizados en su país a exportar;

f) Inversionistas interesados en convertirse en agentes de otros Mercado Mayoristas de la

región que participan en el MER y donde dicho tipo de agente está autorizado a exportar en

su Mercado Mayorista Nacional;

g) Agentes de países interconectados pero que no participan en el MER, que están autorizados

en su país a exportar;

h) Inversionistas interesados en convertirse en agentes de otros Mercado Mayoristas de la

región que no participan en el MER y donde dicho tipo de agente está autorizado a exportar

en dicho país.

5.3.4 Producto

En el mercado eléctrico panameño se comercializan energía y potencia firme. Este último es la

potencia que un generador puede garantizar los 365 días del año durante las horas pico del

sistema que van de 9 de la mañana a 5 de la tarde, exceptuando sábados, domingos y días

feriados.

Para los contratos solo de energía, se establece una potencia equivalente considerando el factor

de carga mensual del distribuidor.

En el caso de contratos de potencia firme con energía asociada, esta será determinada

considerando la fracción de potencia contratada respecto de la máxima demanda mensual del

distribuidor.

Las compras de potencia y/o energía que gestione ETESA pueden ser de corto plazo o de largo

plazo.

Las compras de corto plazo son aquellas que se realizarán con inicio de suministro mínimo

de veintiún (21) días y como máximo de veinticuatro (24) meses de anticipación con

respecto a la fecha en que se realice el Acto de Concurrencia. La duración máxima de los

contratos de corto plazo será de cinco (5) años, a partir de la fecha de inicio del suministro

establecida en el Contrato.

Las compras de largo plazo son aquellas que se realizarán con inicio de suministro como

mínimo de veinticuatro (24) meses de anticipación y como máximo de setenta y dos (72)

meses con respecto a la fecha en que se realice el Acto de Concurrencia. La duración máxima

de los contratos de largo plazo será de quince (15) años, a partir de la fecha de inicio del

suministro establecida en el Contrato.

ETESA, puede establecer una duración fija o una duración máxima para cada renglón de compra

(volúmenes adjudicables por separado y con distintas fechas de inicio de entrega). En cualquier

caso, estos plazos no son prorrogables.

En el caso de que existan adjudicaciones en varios renglones para el mismo proponente, se

puede hacer un solo contrato que incluya las adjudicaciones a los distintos renglones, siempre y

cuando el contrato resultante no supere los quince (15) años.

5.3.4.2 Tipo de contrato

Los contratos que se suscriban deben ser contratos de suministro en los términos descritos en

las Reglas Comerciales del Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá, que pueden

establecer:

a) Un compromiso exclusivamente de potencia. Se remunera solo la potencia puesta a

disposición del distribuidor, la cual incluye el margen de reserva aprobado para el sistema

interconectado.

b) Un compromiso exclusivamente de energía. Se remunera la energía suministrada con

generación propia o adquirida del mercado mayorista. La energía suministrada es aquella

de seguimiento horario de la curva de demanda.

c) Un compromiso de potencia y energía. Es una combinación de las dos modalidades

contractuales previas.

En el caso de centrales eólicas solo aplica la modalidad por energía, teniendo como variante que

la energía comprometida será el mínimo entre la de seguimiento horario y la producida por la

central eólica. Asimismo, en caso la central eólica genere más que la energía de seguimiento

horario, la distribuidora está obligada a comprar la energía en exceso al mismo precio que fue

ofertado por el generador.

Los proponentes tienen la opción de presentar sus ofertas para el suministro de potencia y/o

energía a precio fijo durante todo el plazo contractual y/o indexado. Los proponentes que opten

por precios indexados deben indicar en su propuesta la opción escogida por ellos, la cual se

incorpora en el contrato respectivo.

Los criterios básicos de las opciones son los siguientes:

- Indexación de ofertas de corto plazo para contrataciones de hasta dos años:

Se mantiene invariable el precio de la potencia.

Sólo se puede indexar hasta el 90% del precio de la energía de ofertas provenientes de fuente

termoeléctrica, debiendo indicar el generador el combustible a ser utilizado como indexador.

- Indexación de ofertas de corto plazo para contrataciones de más de dos años y para ofertas

de largo plazo: El generador puede optar por cualquiera de las tres siguientes opciones:

a) Precio fijo de la energía y ajuste semestral parcial únicamente en el precio de la potencia:

Se utiliza como índice el promedio de los tres (3) meses anteriores de los bonos a 30 años

del Tesoro de los Estados Unidos de América dividido entre el valor inicial de los bonos.

Dicho valor inicial corresponderá al promedio del valor de los Bonos del Tesoro de los

Estados Unidos de los tres (3) meses previos al Acto de Recepción de Ofertas.

Solo se puede indexar ente el 10% y 15% en el caso de ofertas provenientes de

termoeléctricas, y entre 50% y 90% en el caso de ofertas provenientes de hidroeléctricas

o fuentes renovables.

b) Precio fijo de la potencia y ajuste mensual parcial en el precio de la energía:

En caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulica, entre el 10% y el 15% del

precio de la energía se indexará en base el promedio mensual del Costo Marginal del

Sistema Interconectado Nacional de Panamá.

En el caso de unidades eólicas, el 25% se ajusta a la variación de la inflación local.

En caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, hasta el 90% del precio

de la energía se indexará en base al componente del costo del combustible. En el

Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de

referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles

combustibles a ser utilizados.

El proponente en su oferta define el porcentaje de indexación y el indicador de referencia

a ser utilizado, considerando la lista de indexadores establecidos en el Documento

Estándar de Licitación por cada tipo de fuente de producción.

Para definir el valor inicial de los indicadores de referencia, se utilizará el valor promedio

del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

c) Ajuste parcial en el precio de la potencia y ajuste parcial en el precio de la energía bajo

los criterios ya establecidos para cada caso.

5.3.4.4 Garantías

5.3.4.4.1 Fianza de propuesta

Los Documentos de Licitación incluyen la exigencia de una fianza de propuesta para garantizar

el mantenimiento de su oferta que definirá ETESA. El período de validez de la fianza es de

cuarenta y cinco (45) días calendario, adicionales al período de validez de la oferta.

La Fianza de la Propuesta debe:

a) a opción del Proponente, adoptar la forma de una carta de crédito, un cheque certificado, o

una garantía bancaria emitida por una institución bancaria, o una fianza emitida por una

aseguradora;

b) ser emitida por una institución seleccionada por el proponente y reconocida en Panamá. Si

la institución que emite la garantía está localizada fuera de Panamá, dicha institución deberá

tener una sucursal financiera en Panamá que permita hacer efectiva la garantía;

c) estar de acuerdo con el modelo de Fianza de Propuesta suministrado por ETESA en el

Documento de Licitación;

d) ser pagadera ante solicitud escrita de ETESA;

e) permanecer válida por un período que no será inferior a cuarenta y cinco (45) días calendario

posteriores a la fecha límite de la validez de las ofertas, o del período prorrogado, si

corresponde.

Todas las ofertas que no estén acompañadas por una garantía que responda a lo requerido,

serán rechazadas por ETESA por incumplimiento.

La Fianza de Propuesta se podrá ejecutar si:

a) un Proponente retira su oferta durante su período de validez, según lo especificado por el

Proponente en el Formulario de Oferta, salvo en los casos en los que ETESA haya solicitado

la extensión de validez de la Oferta, y el proponente se haya rehusado.

b) si el Proponente seleccionado:

i) no firma el contrato;

ii) no suministra la Fianza de Cumplimiento.

La Fianza de Propuesta de una Asociación en Participación, Consorcio o Asociación (APCA) debe

ser emitido en nombre de la APCA que presenta la oferta. Si dicha APCA no ha sido legalmente

constituida en el momento de presentar la oferta, la Fianza de Propuesta deberá estar en

nombre de todos los futuros socios de la APCA.

Cuando producto de la aplicación de esta normativa, ETESA ejecute una fianza de propuesta, el

monto ejecutado de dicha fianza se transferirá a la(s) empresa(s) de distribución eléctrica, en la

proporción en que se iba a realizar la compra. Recibida la transferencia, esta(s) empresa(s)

deberá(n) aplicar los montos así obtenidos como un descuento en la factura de sus clientes.

5.3.4.4.2 Fianza de cumplimiento

Si el Proponente seleccionado no cumple con la presentación de la Fianza de Cumplimiento o

no firma el Contrato, esto constituirá bases suficientes para anular la adjudicación del contrato

y hacer efectiva la Fianza de Propuesta. En tal caso, ETESA podrá adjudicar el Contrato al

Proponente cuya oferta sea evaluada como la siguiente más baja y que se ajuste a los

Documentos de Licitación, y que ETESA determine que está calificado para ejecutar el Contrato

satisfactoriamente.

Cuando producto de la ejecución de un contrato, la(s) empresa(s) de distribución eléctrica

ejecute(n) una fianza de cumplimiento, dicha(s) empresa(s) deberá(n) aplicarla(s) como un

descuento en la factura de sus clientes.

5.3.4.5 Penalizaciones

La empresa de distribución eléctrica deberá aplicar como un descuento en la factura de sus

clientes, cualquier penalidad que se le aplique a la parte vendedora en un contrato de suministro

de energía y/o potencia.

5.3.4.6 Cesión de Posición contractual

Tanto el vendedor como el comprador pueden ceder el contrato a terceros, previa autorización

de ASEP. La sesión solo puede ser negada por una parte, si la misma afecta en forma negativa

sus derechos.

5.4 RESUMEN DE LAS PRACTICAS INTERNACIONALES El siguiente cuadro presenta una comparación entre los diferentes modelos regulatorios que se

han revisado, incluyendo el peruano.

Tabla 20.

Tema Perú Chile Panamá Brasil

Partes del Contrato Generador/Distribuidor Generador/Distribuidor Generador/Distribuidor Generador/Distribuidor

Participación Generación existente y nuevos proyectos sin distinción de la tecnología.

Generación existente y nuevos proyectos sin distinción de la tecnología.

Se diferencian procesos por generación existente y generación nueva. Dentro de la generación nueva a la vez se diferencia por tecnología.

Plazo Máximo 20 años Máximo 20 años Máximo 15 años para proyectos Máximo 2 años para existente.

Máximo 30 años para proyectos. Máximo 15 años para existentes.

Tipo de licitación Mínimo precio ofrecido al momento de la oferta

Combinatoria. Se busca la combinación que minimice el costo de atender la demanda.

Mínimo precio nivelado para contratos por cantidad. Mínimo ICB para contratos por disponibilidad

Demanda involucrada

Regulada y libre del distribuidor, si así lo solicita.

Solo Regulada Solo Regulada para energía. Regulada y libre en zona de concesión del distribuidor para la potencia.

Solo Regulada

Moneda del contrato Soles Dólares Dólares Reales

Obligación física No No No, pero si se debe garantizar ciertos índices de desempeño.

No, pero si se debe garantizar ciertos índices de desempeño.

Precios Ofertados con precio máximo

Ofertados con precio máximo Ofertados sin precio máximo, pero el comprador se reserva el derecho de rechazar ofertas onerosas.

Ofertado con precio máximo

Penalidades en el precio

No No Sí, en caso se incumpla criterios de desempeño.

Sí, en caso se incumpla criterios de desempeño

Equilibrio económico-financiero

No Sí Sí Sí

Indexación Indexadores definidos por el regulador: combustibles líquidos, carbón, gas natural, inflación local, tipo de cambio e inflación extranjera. Los pesos asignados se dejan a libertad del proponente. Aplicación trimestral con umbral de ±5%..

Indexadores definidos por el regulador: combustibles líquidos, carbón, gas natural, inflación local, tipo de cambio e inflación extranjera. Los pesos asignados se dejan a libertad del proponente. Aunque hay una restricción en que la inflación americana debe ser por al menos 30%. Aplicación mensual sin umbral.

Indexadores y pesos asociados definidos por el regulador: bonos del tesoro americano a 30 años, combustible asociado a la central termoeléctrica, costo marginal mensual. Los postores pueden optar por indicar que su oferta no se actualizará durante el plazo contractual. Aplicación semestral sin umbral.

Indexadores y pesos asociados definidos por el regulador: inflación local, combustible asociado a la central termoeléctrica. Aplicación anual para contratos por cantidad y parcialmente mensual para contratos por disponibilidad. No se aplica umbrales.

Riesgo de demanda Compartido en la potencia y asignado al generador en la energía.

Generador Generador Asignado a los usuarios regulados hasta un máximo de 3% de sobrecontratación.

Riesgo por congestión

Asignado al comprador Asignado al comprador Asignado al comprador Asignado al comprador

Definición de reglas del proceso

Regulador de acuerdo con restricciones impuestas en reglamento.

Regulador de acuerdo con restricciones impuestas por el Ministerio para cada proceso.

Modificaciones a contratos

Por acuerdo de las partes y con autorización del regulador en materia de

Por acuerdo de las partes y con autorización del regulador.

precios, cantidades y plazos.

De existir discrepancias con el regulador se recurre a un comité de expertos.

Responsable de convocar

Distribuidor a solicitud de la empresa de distribución

Regulador según plan de licitaciones generado a partir de balances de cobertura de la demanda regulada a futuro.

Transmisor estatal según plan de licitaciones generado a partir de balances de cobertura de la demanda regulada a futuro.

Ministerio sectorial, considerando los balances de cobertura de la demanda regulada a futuro.

Producto negociado 36Potencia contratada Fija y Variable. Energía asociada en horas punta y fuera de punta en proporción a la potencia facturada. Excesos de potencia no permitidos.

Energía con potencia asociada por bloques horarios y estacionales. Solo se paga potencia por los retiros durante el bloque de punta. Se paga solo la máxima demanda leída.

Potencia, energía o potencia con energía asociada. Todos los contratos son de seguimiento horario mensual. Se calcula una potencia asociada a la energía que es la que se utiliza como elemento de distribución de la energía.

Contrato por cantidad de energía anual que se constituye en un swap tradicional. Contrato por disponibilidad que equivale a una opción a ser ejercida cuando el precio del mercado sea mayor al costo variable contratado.

Destino de penalidades contractuales

Reducción de tarifas de usuarios regulados.

Tratamiento para ofertas provenientes de RER

Ninguno en la licitación. Ninguno en la licitación. Licitaciones exclusivas para proyectos eólicos. El límite de su obligación de venta de energía es su energía generada.

Contrato por disponibilidad y posibilidad de netear sus obligaciones de producción en 4 años.

Incentivos a los Distribuidores

Derecho de recargar hasta 3% la tarifa del usuario.

Ninguno Ninguno Ninguno

36 Se indica el producto actualmente previsto en la norma de licitaciones de largo plazo. Sin embargo, de acuerdo con el Reglamento de Licitaciones de Suministro el producto licitado puede ser solo potencia, solo energía o ambos.

6 CONDICIONES PARA EL DISEÑO ÓPTIMO Y EFICIENTE DE LAS

LICITACIONES SEGÚN EL ESTADO DEL ARTE Y LA EXPERIENCIA

COMPARADA

Para el desarrollo de la presente sección se han recogido las principales recomendaciones

descritas en los Informes “Revisión del Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano” (CEPA),

“Reforzamiento de la implementación de la planificación de la generación eléctrica” (Mercados

Energéticos AFI – Deloitte) y “Criterios y Procedimientos para Licitaciones de Suministro de

Electricidad” (ME-Comillas), así como las mejores prácticas de la revisión de la experiencia

internacional.

Nuestras recomendaciones para el esquema de licitaciones, se resume en la siguiente tabla:

Tabla 21.

Tema Generación Instalada - GI Proyectos de Generación - PG

Demanda a subastar Demanda base Crecimiento de la demanda

Producto a contratar Energía y/o potencia Energía y/o potencia

Reserva del sistema Licitaciones de capacidad Licitaciones de capacidad

Período de carencia No es necesario Suficiente que permita construcción

Plazo contractual Corto plazo Suficiente que permita cierre financiero (20 año máx.)

Precios Firmes Firmes

Responsable de la contratación

Agencia estatal Agencia estatal

6.1 DEMANDA A LICITAR La distinción entre licitaciones para energía nueva y vieja, fue en su momento propuesta en el

Informe ME-Comillas, en el cual el consultor enfatizó lo siguiente:

“Resulta de vital importancia no confundir los dos tipos de licitaciones destinadas al

suministro de energía eléctrica: las destinadas a facilitar la entrada de nueva generación

en el sistema [el consultor la denomina Licitaciones para Garantizar la Inversión en

Generación], y las diseñadas para establecer y estabilizar el valor de las tarifas de energía

de los usuarios regulados [el consultor las denomina Licitaciones para el Cálculo de la

Tarifa de Energía], dado que están claramente concebidas para lograr objetivos

distintos, y por tanto su diseño debe ser necesariamente distinto” (agregado nuestro)

Al respecto, consideramos que la división de licitaciones para generación nueva y generación

existente es necesaria con la finalidad de que i) los nuevos proyectos de generación sean

asignados para cubrir los crecimientos de demanda previstos en el mediano y largo plazo

aprovechando economías de escala; y, ii) los generadores existentes cubran las necesidades de

contratación de las distribuidoras que surgen del vencimiento de contratos previos.

No hacer dicha distinción sería negarse a reconocer que existe una clara ventaja competitiva por

parte de los existentes tal como fue señalado en dicho informe37 y como explicamos en el

apartado 3.2.4 del presente informe, debido a que las condiciones contractuales que requiere

un proyecto de generación versus la generación existente son diferentes, toda vez que los

primeros aún tienen los riesgos inherentes al proceso constructivo y necesitan de un flujo de

caja predecible que permita el financiamiento del proyecto, entre otros. Lo antes indicado

permite deducir que el costo unitario de electricidad de un proyecto de generación es superior

al de un generador instalado. Mayor riesgo, mayor exigencia de rentabilidad.

De esta forma, los contratos de mediano y largo plazo tendrán el objetivo de mantener la

confiabilidad del sistema eléctrico a precios económicos mediante el ingreso de nueva

capacidad, ya que, los inversionistas con proyectos nuevos necesitan de mercados de mediano

y largo plazo donde se les asegure un flujo de caja estable que apalanque sus inversiones. A

diferencia del caso anterior, los contratos de corto plazo debieran tener por objetivo cubrir las

desviaciones en las proyecciones de demanda con plazos de carencia cortos, en los cuales

necesariamente tendrán que participar los generadores existentes, con la finalidad de asegurar

estabilidad en los ingresos y no quedar expuestos al riesgo precio de la energía y en el caso

concreto de las centrales térmicas al riesgo precio del combustible.

Siendo así, creemos que resulta necesario segmentar la demanda, permitiendo que los

generadores existentes compitan entre sí para atender a la demanda existente (base), mientras

que el crecimiento de la demanda sea atendido únicamente con proyectos de generación.

Es importante mencionar que la segmentación de licitaciones en energía nueva y energía vieja

no sólo tiene preferencia en la experiencia internacional (salvo Chile), sino que además goza de

sustento jurídico, por el principio de igualdad. Con respecto a dicho principio, es preciso, en

primer lugar, concretar si las situaciones que se pretenden comparar son iguales (juicio de

comparabilidad); en segundo término, y una vez razonado que las situaciones son comparables,

si concurre una finalidad objetiva y razonable que legitime el trato desigual de esas situaciones

(juicio de razonabilidad, en clave de legitimidad y funcionalidad para el fin perseguido); y, por

último, si las consecuencias jurídicas a que conduce la disparidad de trato son razonables, por

existir una relación de proporcionalidad entre el medio empleado y la finalidad perseguida,

evitando resultados especialmente gravosos o desmedidos (juicio de proporcionalidad).38

Al respecto, con respecto al juicio de comparabilidad como hemos indicado salta a la vista las

diferencias que tiene un generador existente respecto de un generador nuevo, al haber ya

superado el generador en operación los riesgos asociados a la gestión y construcción del

proyecto y su financiamiento, los cuales representa en el marco de la licitación un componente

importante de la oferta económica.

Con relación al juicio de razonabilidad, es claro que la lógica y fin subyacente es asegurar la

cobertura de la demanda de los Usuarios Regulados en el mediano y largo plazo mediante

precios eficientes, lo cual únicamente es viable mediante el desarrollo de nuevos proyectos de

generación. Si no se desarrollan nuevos proyectos de generación, entonces no será posible

atender la futura demanda de los Usuarios Regulados, por lo que resulta de prioritaria

importancia definir reglas que aseguren el desarrollo de los indicados proyectos. Ahora bien,

toda vez que la experiencia ha demostrado que en las licitaciones son los generadores existentes

37 Informe ME-Comillas. Op cit, p. 3.11 38 Sentencia recaída en el Expediente Nº 0016–2002–AI/TC. Fundamento jurídico N° 6

los que terminan siendo adjudicatarios desplazando a los proyectos de generación, es que se

justifica la segmentación del mercado, de forma que la demanda base sea atendida

exclusivamente por generadores existentes y el crecimiento de la demanda por los proyectos de

generación.

Con respecto al juicio de proporcionalidad, con esta segmentación, los generadores instalados

no podrían alegar alguna afectación a sus derechos, dado que no se reducirá el mercado para

ellos, representada por la demanda base existente al momento del proceso de licitación. La

demanda base seguirá siendo atendida por los generadores existentes, por lo que la medida

impuesta no les genera resultados desproporcionados ni desmedidos.

Llegado a este punto, consideramos necesario precisar que la separación de la demanda a licitar

entre generación nueva y existente al ser necesaria para garantizar la plena aplicación el

principio de igualdad, permite asegurar a su vez, que no se afectará la libre competencia, ya que

no puede haber libre competencia si hay desigualdad; y tampoco la hay si no hay equidad en las

condiciones de acceso a los mercados.

En efecto, a criterio del Tribunal Constitucional para que opere la libre competencia deben

concurrir los siguientes requisitos: a) La autoderteminación de iniciativas o de acceso

empresarial a la actividad económica, b) la audeterminación para elegir las circunstancias,

modos y formas de ejecutar la actividad económica (calidad, modelo, volumen de producción,

etc.); y, c) la igualdad de los competidores ante la ley (la no discriminación). Inclusive, el Tribunal

Constitucional en un caso concreto en el que se reclamaba la afectación a la libre competencia,

señaló respecto al requisito c) anterior, que dicho supuesto debe ser necesariamente

concordado con el concepto de diferenciación e igualdad real de oportunidades anteriormente

expuesto.39

Como puede apreciarse, siendo que para garantizar la libre competencia en una actividad

económica, debe verificarse entre otras condiciones, la plena aplicación del derecho a la

igualdad de los competidores (entendido como el trato igual a los iguales y desigual a los

desiguales), se infiere necesariamente que no se garantiza la libre competencia en el sector de

generación eléctrica en caso se persista en hacer competir a las centrales existentes con nuevas

centrales, ya que como dejamos claro en nuestro informe, las primeras tienen una ventaja

competitiva respecto de las segundas, lo cual además no sólo ha sido identificado en estudios

anteriores (Informe Comillas) sino además en los resultados de las licitaciones de largo plazo.

Es por tal motivo que concluimos que bajo la búsqueda de la igualdad real de oportunidades en

su vertiente de diferenciar a dos grupos desiguales como son las centrales existentes y los

proyectos de generación, se conseguirá la libre competencia en el mercado de generación

eléctrica.

Por otra parte, si bien las centrales de generación existentes no podrán participar en las

licitaciones de la demanda futura, ello no sería perjudicial para ellas pues mantendrán la

exclusividad sobre las licitaciones de demanda existente, licitaciones en las cuales no podrán

participar los proyectos de generación.

En el caso de los generadores que vienen recuperando su inversión a través de un project finance

debe tenerse en cuenta que según la experiencia y teoría financiera, si una empresa generadora

tiene unidades en operación es porque aseguró mediante contratos de suministro un régimen

39 Sentencia recaída en el Expediente Nº 018-2003-PI/TC, fundamento jurídico N° 2

retributivo, que le permitió hacer bancable el proyecto ante las entidades financieras. De

acuerdo a ello, si bien en un project finance el flujo de ingresos es futuro, al haber instrumentos

contractuales de por medio (que incluyen penalidades en caso de incumplimiento y seguros para

eventos extraordinarios), ello es garantía para el repago de la deuda y, por tanto, para el

financiamiento del proyecto. De este modo, un emprendimiento que inicie su construcción sin

haber obtenido un contrato en el marco de la Ley 28832, se entiende lo hace porque cuenta con

el financiamiento respaldado en contratos que pueden haber sido suscritos con clientes libres u

otros generadores, y de considerarlo Osinergmin podría excluirlos de los procesos de licitación

para nueva generación.

Por otra parte, con la segmentación referida, el Estado no tendrá la necesidad de realizar

procesos de promoción privada en Proinversión para la contratación de suministro de energía,

pues la demanda incremental será contratada por los distribuidores mediante Contratos de

Largo Plazo. Estos contratos distorsionan las reglas de operación ordinarias del sector eléctrico,

pues cada proyecto tiene reglas ad hoc definidas en cada contrato, con lo cual se tienen tantos

marcos regulatorios como contratos han sido suscritos, alterando gravemente el riesgo

regulatorio.

Finalmente, debe quedar claro que la mera distinción entre energía nueva y energía vieja no es

suficiente, ya que el diseño de la licitación debe considerar además otros factores tales como la

periodicidad en que se convocan las licitaciones de largo plazo y la correcta estimación de la

demanda requerida, como se desarrollará más adelante.

Respecto de los precios adjudicado de cada licitación, resulta intuitivo suponer que los de las

subastas de generadores existentes tenderán a reflejar menores precios que las subastas

destinadas a proyectos de generación. Ello debido no sólo a los riesgos inherentes a la fase

constructiva, sino que conforme los plazos son más prolongados, los riesgos son cada vez menos

controlables y/o mitigables y/o medibles, todo lo cual ocasionará que los asociados precios a los

proyectos de generación sean más onerosos.

No obstante, debido a la existencia del Precio Único a Nivel Generación en el Perú, se lograría

que todos los Usuarios Regulados compartan los costos del suministro eléctrico de manera

igualitaria, inclusive del costo referido al crecimiento de la demanda. Léase, el Precio único a

Nivel Generación servirá para equilibrar los precios de todos los contratos licitados, sea que

provengan de generadores existentes o de proyectos de generación, por lo que el costo de

crecimiento será compartido por todos los Usuarios Regulados.

Como ha sido dicho, no sería razonable permitir la competencia entre generación instalada y

proyectos de generación, debido a la diferencia de costos, pues siempre la generación instalada

tendrá ventajas. Esto explicaría por qué en las Licitaciones de Largo Plazo no ha sido posible

adjudicar suficientes proyectos de generación, lo que motivó inclusive la intervención del

mercado mediante las subastas efectuadas por Proinversión a solicitud de MINEM.

6.2 PRODUCTO A CONTRATAR EN LA LICITACIÓN La experiencia observada a nivel internacional muestra que es conveniente que el producto

licitado sea flexible (salvo el caso panameño, aunque sí lo hace en el caso de la energía eólica),

es decir que no sea único y que se pueda amoldar al logro de los diferentes objetivos que el

sistema de licitaciones persigue.

Así por ejemplo, si bien en el caso de Brasil se han definido dos productos, uno de cantidad y

otro de seguridad, de la revisión de los diferentes contratos adjudicados se observa que se

introducen variantes en cuanto a algunas obligaciones por ejemplo de disponibilidad o entrega

de energía según se trate de una u otra tecnologías. Inclusive se llega al punto de que se cuenta

con un contrato diferente para cada tipo de tecnología involucrada en una licitación por energía

nueva, de modo que se trate a cada una según los beneficios y limitaciones que implica para el

sistema eléctrico; por ejemplo aun cuando la obligación de suministro es estándar en los

contratos por disponibilidad, también se establece que las fórmulas de indexación actúan por

separado en la componente de costos combustibles de aquellos no combustibles a la vez que

establecen penalidades que incentivan a poner en servicio los nuevos proyectos dentro del plazo

convenido y a cumplir con la disponibilidad mínima contractual para las termoeléctricas y a

generar una cantidad de energía anual para las renovables40. Una ventaja sin embargo en este

modelo de mercado en Brasil es que las obligaciones de seguimiento horario no se asignan en

función de potencia contratada, sino en función de energía, pues es este el verdadero elemento

que consume la demanda.

Del mismo modo, en el caso chileno, se observa que el regulador se reserva para cada licitación

el derecho de establecer la duración de los bloques horarios diarios, así como de definir los

bloques estacionales. De este modo genera franjas de demanda que permiten a cada tipo de

tecnología hacer ofertas según su expectativa de despacho, minimizando de este modo por

ejemplo el riesgo hidrológico. Al igual que en el caso de Brasil, el modelo de seguimiento de la

curva de demanda horaria se basa en la energía contratada, no en la potencia. Esto facilita crear

los mencionados bloques de demanda.

En el caso panameño, si bien por lo general se opta por contratos de potencia firme con energía

asociada, los contratos de energía se compatibilizan con los primeros mediante la asignación de

una potencia equivalente asociada, determinada considerando el factor de carga de la demanda.

La ventaja en este caso es que al igual que en el caso de Brasil, todos los contratos obligan a

suministrar energía todos los meses del año, las 24 horas del día.

En el caso peruano existe entonces una limitación por cuanto el seguimiento de horario de la

demanda se efectúa considerando la potencia firme contratada en hora punta, lo que obliga a

que cualquier generador debe asumir el riesgo de no producir electricidad en las cantidades

suficientes durante cada día. Esto implica que se encuentran con ventaja aquellas empresas que

cuentan con portafolios de generación con una mezcla de tecnologías acorde con el despacho

del sistema eléctrico, ello en perjuicio de generadores nuevos que entran al mercado con alguna

tecnología en particular, de modo que no pueden garantizar que su despacho seguirá

razonablemente la curva de demanda del sistema. Asimismo, se impide el acceso a aquellas

tecnologías a las cuales no se les reconoce potencia firme pero sí cuentan con energía disponible

a precios altamente competitivos.

En cualquier caso, en realidad la contratación por energía o por potencia, implica que se efectúe

un seguimiento de la curva de demanda de la distribuidora a lo largo de la duración diaria del

contrato. Así por ejemplo en el caso de Brasil, si el 10% de la demanda de energía anual ha sido

contratada, a dicho generador se le asigna el 10% de la demanda de energía registrada en cada

intervalo de facturación; en Chile funciona de modo similar, pero aplicando el porcentaje

40 En el caso de las renovables, se les brinda sin embargo la opción de compensar en periodos de cuatro

años sus niveles de producción anual; es decir netear años de sobreproducción con años de subproducción.

contratado de energía sobre el total de la energía del bloque horario correspondiente, es decir

en nuestro ejemplo, si al generador se le ha asignado el 10% de la demanda anual, pero sólo en

un bloque horario que representa el 20% de la energía anual, entonces en cada intervalo de

facturación de dicho bloque horario se hará cargo del 50% de la demanda a facturar sin interesar

la potencia pues ésta es como si se hubiera contratado por separado.

Las energías contratadas podrían expresarse como potencias contratadas equivalentes (como

hace por ejemplo Panamá) y se obtendría el mismo resultado. Desde ese punto de vista hacer

uso de la potencia o la energía como elemento de distribución de la demanda entre los

generadores vendedores es irrelevante; siempre que la potencia firme a contratar se haga de

manera independiente, ya sea asociándola a un bloque horario (el de punta) como en el caso

chileno, o simplemente como un producto de disponibilidad no vinculado a ningún bloque en

particular, como en el caso panameño.

El problema en el caso peruano es que, aunque la LCE contempla que la potencia firme y la

energía se pueden contratar por separado, los usos y costumbres han llevado a que ambos

productos se contraten juntos y utilizando como elemento de distribución de la energía entre

los generadores vendedores, la potencia firme contratada en horas de punta. Es la

desagregación de estos elementos lo que se sebe lograr.

6.3 RESERVA DEL SISTEMA Adicionalmente a la demanda base y al crecimiento de la demanda, que serían materia de las

licitaciones que lleven a cabo las distribuidoras, el sistema requiere de un margen de reserva

para garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico.

No obstante, este tema no forma parte de los alcances de los términos de referencia, por lo que

no será materia de desarrollo en el presente informe.

Sin perjuicio de ello, se hace notar que cualquier intento de incluir la contratación de potencia

de reserva, es decir en exceso de la máxima demanda de los usuarios regulados de las

distribuidoras, implicaría la necesidad de modificar el marco normativo a nivel cuando menos

reglamentario, tal como ha sido desarrollado en el estudio “Reforzamiento de la

implementación de la planificación de la generación eléctrica” realizado para Osinergmin en el

año 2015.

6.4 PERIODO DE CARENCIA Periodo de carencia es el plazo que media desde la celebración de la subasta hasta el instante

en que comienza, para sus adjudicatarios, el compromiso de suministro41. En otras palabras,

consiste en el período de anticipación con el cual la distribuidora contrata el suministro eléctrico,

léase el período que abarca desde la licitación hasta la fecha de inicio del suministro.

En Perú, se establece la obligación para el Distribuidor de convocar licitaciones con un periodo

de carencia mayor o igual a tres años. Es decir, en principio, el período de carencia mínimo para

el 100% de la demanda contratada de los Usuarios Regulados, debería tener un período de

carencia mínimo de tres años.

41 Carlos Batlle, Luiz Barroso y Carlos Echevarría. Evaluación del marco normativo e institucional del Perú para la promoción de energía eléctrica a partir de recursos renovables. Banco Interamericano de Desarrollo. NOTA TÉCNICA # IDB TN – 480, página 34

Los autores del Libro Blanco, consideraron que la situación de cobertura de las demandas con

contratos debía conocerse con un mínimo de tres años de anticipación, debido a que a su

entender ese era el plazo mínimo que se requeriría para los trámites y la construcción de una

central de generación adecuada a las necesidades de la demanda.42 No se hizo mayor sustento

del porque se consideraba suficiente un plazo de tres años, pero sin embargo dicho plazo resulta

alineado con el necesario para desarrollar centrales termoeléctricas de gas natural.

En Brasil para el caso de la energía nueva se prevé periodos de carencia para el suministro en 3

y 5 años después de culminada la licitación, con la finalidad de promover la entrada de

generación térmica e hidroeléctrica, respectivamente. Para los generadores existentes se prevé

periodos de carencia de 4 meses hasta 1 año.

En Panamá las licitaciones se gradúan considerando el plazo requerido para desarrollar y poner

en servicio el activo de acuerdo con su Plan Nacional de Energía.

En Chile, después de las reformas efectuadas en el año 2015, los contratos de largo plazo se

deben iniciar cinco años después de concluido el proceso de licitación. En el caso de las

licitaciones de corto plazo, el periodo de carencia será definido por el regulador.

En el mismo sentido que la experiencia internacional, la literatura nos refiere que un periodo de

carencia largo sólo tiene sentido para los nuevos generadores, dado que requieren de tiempo

suficiente para la obtención de los permisos y construcción de la planta, mientras que la

generación existente no tiene restricción alguna para dar inicio al suministro.43 De esta forma,

el periodo de carencia es una variable clave que debe distinguir las licitaciones para energía

nueva de las licitaciones para energía vieja.44 Más aún, pues como se ha indicado líneas arriba,

los contratos de suministro son herramientas básicas para lograr la bancabilidad del proyecto

de generación y deben ser suscritos con el tiempo de antelación adecuado para manejar las

contingencias que según el tipo de proyecto de generación se presente.

A nuestra consideración, como resulta evidente a la luz de lo reseñado anteriormente, los

nuevos proyectos requieren de un periodo de carencia suficiente que les permita afrontar el

periodo de construcción, en función de la tecnología que se empleará (recursos renovables o

combustibles). Otorgar plazos mayores a los que realmente necesita el inversionista genera que

el recurso no sea aprovechado en su oportunidad y la falta de percepción de ingresos oportuna

para el inversionista, mientras que plazos cortos impide el cumplimiento del contrato de

suministro al no tener operativa la central. Por otra parte, consideramos conveniente que en la

regulación se establezca un límite máximo con la finalidad de crear predictibilidad y certeza en

los inversionistas interesados en la ejecución de los proyectos de generación.

La experiencia revisada a nivel internacional muestra que plazos de 3 años favorecen el

desarrollo de centrales termoeléctricas (principalmente turbinas a gas) y centrales que hacen

uso de fuentes renovables de energía; mientras que proyectos hidroeléctricos requieren de

plazos de cuando menos 5 años para su implementación y desarrollo45.

42 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005, p. 91, 113 y114 43 Informe ME-Comillas Op cit, p. 3-12 44 Informe ME-Comillas. Op cit, p. 2-7 45 Estos plazos además son consistentes con la experiencia nacional acumulada como consecuencia de

los proyectos termoeléctricos que se desarrollaron mediante contratos licitados en el año 2009 y

En el caso de la generación existente partiendo de la premisa que ellas únicamente participarán

en las licitaciones de corto plazo, no encontramos ninguna justificación económica para

postergar el inicio de suministro con un periodo de carencia extenso; no obstante, creemos que

no resulta idóneo imponer plazos rígidos en la regulación debido al carácter dinámico del sector

eléctrico. En ese sentido, debería corresponde al regulador sobre la base de criterios de

conveniencia y necesidad establecer el periodo de carencia para la generación existente, el cual

fundamentalmente deber ser fijado en función del momento en que debe cubrirse la demanda

no atendida con los contratos de largo plazo.

Por otra parte, un tema también relacionado al periodo de carencia abordado por la literatura,

es el referido a su suficiencia, ya que es común en los países en desarrollo, la incertidumbre en

la construcción de plantas nuevas producto de la oposición social, el mayor cuestionamiento

ambiental y la judicialización de los proyectos.46

Al respecto, sobre la suficiencia del periodo de carencia, debemos indicar que tal aspecto cobra

vital importancia al considerarse nuevos proyectos pues de este tiempo dependerán las

tecnologías que se puedan desarrollar. De allí que intervalos muy cortos, no darían cabida a

proyectos hidráulicos de media y gran escala, por lo tanto, las licitaciones se circunscribirían a

proyectos térmicos o pequeñas hidroeléctricas.

Asimismo, no debe perderse de vista que para definir el periodo de carencia óptimo de cada

país, debe tenerse en cuenta el marco institucional en materia de permisología, ya que plazos

extensos e impredecibles en la obtención de permisos y autorizaciones sectoriales tiene un

impacto directo en la ruta crítica de las obras. Debe tenerse en cuenta que un inversionista a

diferencia de un operador existente debe cuantificar el riesgo de construcción del proyecto e

incorporarlo en su oferta económica, ya que por el retraso en la puesta en servicio el

inversionista se ve expuesto a penalidades, retraso en la percepción del precio de la energía o

incluso la resolución del contrato.

Como se podrá desprender, para los proyectos de generación el período de carencia es de vital

importancia y debería ser igual al tiempo que requieren para culminar la fase constructiva.

Mientras mayor sea el período de carencia, mayor será la competencia en las licitaciones, pues

así se permitirá que no sólo estén en aptitud de participar los proyectos de mediana duración

como las centrales térmicas, sino también proyectos más largos como los hidroeléctricos.

6.5 PLAZOS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO La duración del contrato constituye una condición contractual que permite mitigar el riesgo de

mercado para la oferta (ingresos) y demanda (precio). Los contratos de largo son imprescindibles

para proyectos de generación, mientras que para la generación existente no es así.

En Perú, hoy en día, para los contratos de largo plazo el Distribuidor tiene la facultad para

establecer el plazo de suministro hasta un límite de 20 años. Si se trata de contratos de mediano

plazo convocados con una anticipación mínima de tres años, hoy en día también se ha dispuesto

que los plazos también son establecidos por el Distribuidor hasta por un máximo de cinco años.

contratados por Proinversión como Reserva Fría y el Nodo Energético del Sur, los contratados por el MINEM en las subastas por energías renovables, así como de los proyectos hidroeléctricos contratados por Proinversión en los años 2009 y 2011.

46 Orpis Bouchon Jaime. Análisis del mecanismo de licitación empresas distribuidoras entregada al ministro de energía. p. 8

Para los casos de contrato de corto plazo convocados con una anticipación menor a tres años,

los plazos son establecidos por Osinergmin. Adicionalmente, y con independencia de los

Contratos con Licitación, se permite a los Distribuidores suscribir los Contratos sin Licitación,

para los cuales la Ley no ha determinado un límite de tiempo o aprobación por parte del

Regulador, ni tampoco se impide a los distribuidores sustituir los Contratos con Licitación por

los Contratos sin Licitación.

Los autores del Libro Blanco, consideraron que los plazos de los contratos de suministro de

mediano o largo plazo reducirían los niveles de riesgo tanto para los consumidores como para

la oferta y harían más factibles las nuevas inversiones, facilitando a los nuevos inversionistas el

financiamiento de sus proyectos de inversión y ampliando con nuevos agentes la oferta de

generación y por ende la competencia en y por el mercado47. Para estos efectos, en el Libro

Blanco se propuso que para los contratos de mediano o largo plazo que se celebren como

consecuencia de un proceso de Licitación se fijen plazos de suministro de hasta 15 años, y en el

eventual caso que se requiera abastecer una demanda transitoriamente no cubierta, se ha

contemplaba la opción de poder completar los requerimientos con compras en el mercado spot,

y los Contratos sin Licitación.48

En Brasil la licitación de nueva capacidad contempla la suscripción de contratos a largo plazo de

al menos 15 años de suministro, con la finalidad de permitir a los ganadores tener suficiente

tiempo para construir las plantas y arreglar el financiamiento de proyectos. Para el caso de la

capacidad existente y renovación de contratos se define entre 1 y 2 años de suministro.

En el caso chileno, después de las reformas efectuadas en el año 2015, se prevé que el periodo

de suministro no podrá ser mayor a 20 años para las licitaciones de largo plazo. En los casos que

el regulador en el marco del proceso anual de aprobación de la convocatoria de licitaciones de

largo plazo, crecimientos no anticipados de demanda, licitaciones declaradas total o

parcialmente desiertas, entre otros, implementara licitaciones de corto plazo, los plazos de

suministro serán definidos por el regulador en el informe que aprueba la ejecución de la

licitación. Adicionalmente, si la CNE prevé para el año siguiente, que el consumo efectivo de

energía de los usuarios regulados resulte superior al suministro contratado de energía

disponible para tales efectos, dictará una resolución que instruya la implementación de una

licitación de corto plazo, cuyo plazo de suministro no excederá los tres años.

Como se ha explicado los contratos de largo plazo reducen riesgos mediante la coordinación y

planificación de nueva generación mientras que los contratos de mediano y corto plazo

asegurarán estabilidad en los ingresos para los generadores existentes49.

En el Informe del Consorcio ME-Comillas se advierte también que la generación existente debía

tener plazos de suministro cortos, con la finalidad de evitar desacoplar la señal de precio para

los usuarios regulados de los costes marginales de corto plazo de generación50 . Agrega el

Informe del Consorcio ME-Comillas que si en las subastas se contrata la energía a plazos largos,

47 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005 48 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005 49 Informe Chile Systep Ingeniería y Diseños S.A. Op cit. p. 50 Informe ME-Comillas. Op cit, p. 2-8

los consumidores no perciben las variaciones de los precios del mercado, lo que lleva a que no

adapten su consumo al valor real que en cada momento tiene la energía51.

Al respecto consideramos que para la generación existente los plazos de los contratos no

deberían ser muy prolongados, pues al haber mayor exposición al riesgo los generadores

internalizarán dicho riesgo castigando el precio. A mayor plazo, mayor incertidumbre y, por

tanto, mayor precio. En cambio, para los proyectos de generación, sí se requieren de largos

plazos que permitan hacer predecibles los flujo de caja con la finalidad de realizar el cierre

financiero del proyecto a través de un Project Finance, recuperar las inversiones realizadas y

obtener la utilidad esperada por el proyecto.

De cara al Distribuidor, los diferentes plazos contractuales permiten la flexibilización de las

carteras de las Distribuidoras, permitiendo un mejor manejo del riesgo inherente a las

proyecciones de demanda. De este modo, las variaciones en la demanda por la pérdida de cargas

mayores, puede ser gestionada a través de los contratos de corto plazo con los generadores

existentes, los cuales no requieren de un periodo de carencia. Es decir, se reduce la exposición

a sobrecontrataciones.

De acuerdo a ello, si el objetivo del proceso de licitación es promover nuevas inversiones debe

asegurarse mayores plazos de suministro. En efecto, no es lo mismo una central cuya

construcción se encuentra en un estado avanzado al haber obtenido los recursos financieros de

otras fuentes, que una central que se encuentre iniciando los estudios de pre – factibilidad52.

Caso contrario, cuando el objetivo de la licitación es cubrir los desvíos generados por las

proyecciones de demanda realizadas por las distribuidoras o situaciones extraordinarias, se

deben fijar menores plazos de suministro, con la finalidad de no desaparecer o desvirtuar por

completo la señal de precios que todo mercado debe tener. De esta forma, si por diversas

cuestiones coyunturales los precios de energía son altos en el año en que se realiza la licitación,

dicho precio alto no tendría que ser mantenido durante un periodo extenso, en el que superado

la coyuntura los precios tiendan a ser notoriamente inferiores a los pactados en la licitación.

Dado que la definición de los años de suministro depende de las condiciones y perspectivas de

la oferta y demanda del sector eléctrico en el momento que se realiza la licitación, consideramos

que el regulador en forma centralizada debería fijar los plazos de suministro para las licitaciones

de corto, mediano y largo plazo, teniendo un plazo máximo predefinido por ley.

Finalmente, a nivel legal, en aplicación del principio de igualdad y por los mismos fundamentos

jurídicos detallados en el apartado referido a la demanda a licitar, consideramos viable

establecer periodos de suministro distintos dependiendo de si se trata de energía nueva o

energía vieja.

6.6 PRECIOS En este aspecto no encontramos mayor comentario, debido a que se deberían de tener precios

firmes durante todo el plazo contractual, sea para proyectos de generación o para generación

existente.

51 Informe ME-Comillas. Op cit, p. 2-8 52 Por ejemplo en Brasil no se considera una central que haya sido beneficiaria de una licitación como nueva para efecto de futuras subastas de energía.

6.7 RESPONSABLE DEL PROCESO DE LICITACIÓN El desarrollo de un proceso de licitación requiere no sólo de la participación de los oferentes,

sino además del agente que actúa como representante de la demanda, el cual puede generar o

no mayor dinamismo al proceso de licitación, en función de las obligaciones que tenga para

llevar a cabo un proceso de licitación eficiente.

En Perú la responsabilidad de la Licitación se ha dejado en manos de las diferentes

Distribuidoras, las cuales en función de sus estimaciones de demanda están obligadas a

desarrollar los procesos de licitación, ya sea individualmente o en forma conjunta si así lo

prefieren, para efectos de cubrir los requerimientos de la demanda regulada con una

anticipación no menor a tres años.

A diferencia de lo establecido por la Ley 28832, los autores del Libro Blanco consideraron que el

regulador debía tener un rol más preponderante para gatillar el inicio del proceso de Licitación

y por ende los requerimientos de demanda que debían licitarse:

“8.1 Los Distribuidores y Usuarios Libres tienen la obligación de informar a OSINERG y al

Ministerio, su demanda de electricidad proyectada que no se encuentre contratada, al

menos para los tres años siguientes, según lo especificado en el Reglamento.

8.2 A solicitud de los Distribuidores y Usuarios Libres interesados, OSINERG autorizará el

inicio de un proceso de Licitación, previa verificación de la insuficiencia de generación,

de acuerdo con lo que establece el Reglamento. En caso que no se presente solicitud

alguna, OSINERG podrá iniciar un proceso de Licitación cuando determine que se

requiere nueva oferta para garantizar el abastecimiento eficiente de generación para

atender el servicio público de electricidad.

8.3 El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para cumplir

con los objetivos de: permitir el desarrollo de nuevas inversiones en generación,

aprovechar las economías de escala y promover la competencia por el mercado. Para

este fin, se debe agrupar todas las demandas no cubiertas por contratos de los

Distribuidores y Usuarios Libres que deseen participar en la Licitación conforme a lo

establecido en el Reglamento.

8.5 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las bases, modelos de contrato, términos y

condiciones del proceso de Licitación y supervisar su ejecución, promoviendo la

desconcentración de la oferta de generación y su escalonamiento en el tiempo del inicio

y vencimiento de los contratos resultantes

8.6. La Licitación será conducida por el Distribuidor con mayor demanda a ser licitada en

cada ocasión. En caso decida no ejercer tal opción, la Licitación será conducida por

OSINERG.

8.10. En el caso que un Distribuidor desee licitar contratos de abastecimiento de su

demanda con una anticipación mayor al mínimo establecido por la presente Ley y su

Reglamento, podrá hacerlo siempre que ofrezca la oportunidad de participar

conjuntamente a los demás distribuidores, y que la licitación sea previamente autorizada

por OSINERG”53

En Brasil, las licitaciones son organizadas por el gobierno como un esquema centralizado, y se

lleva a cabo de forma conjunta con agregación de la demanda en un solo bloque homogéneo, a

fin de cubrir el suministro de todas las distribuidoras. El objetivo es tener un solo bloque de

energía que represente a toda la demanda y permitir a las pequeñas empresas de distribución

aprovechar las economías de escala de las licitaciones. Cabe señalar que el regulador no

interfiere con las previsiones de demanda, las cuales son declaradas por las empresas de

distribución; no obstante, sí se presentan mecanismos de penalización en caso de desvíos.54

En Panamá, el regulador tiene una total influencia en el proceso de licitación, ya que es la que

se encarga de validar el balance entre oferta y demanda proyectada y aprueba el programa de

licitaciones para los próximos años, así como la cantidad requerida de energía que corresponde

licitar.55

Por su parte en Chile, si bien inicialmente la normativa establecía que la Distribuidora de forma

individual o conjunta con otros Distribuidores sean los que iniciaran el proceso de licitación bajo

supervisión del regulador, tras los desfavorables resultados en las primeras licitaciones, en el

año 2015 se cambió el modelo, otorgándose al regulador la facultad de evaluar las proyecciones

de demanda enviadas por las Distribuidoras, y decidir el inicio de un proceso de licitación, sin

perjuicios de las sanciones que correspondiera por manifiesto error por la información remitida.

Resulta interesante mencionar que el Regulador somete a comentarios y sugerencias de

cualquier interesado, el informe técnico que sustenta los requerimientos de demanda y el

correspondiente inicio del proceso de licitación.56

Al igual que la experiencia internacional, la literatura destaca que cobra vital importancia la

participación del regulador para definir y coordinar de forma centralizada los intereses comunes

de los usuarios. La centralización conlleva niveles de estandarización de los productos licitados

con el fin de coordinar mejor las transacciones y realizar un mejor manejo del riesgo y la

cobertura del suministro aprovechando economías de escala.57

Como puede apreciarse, la responsabilidad del proceso de licitación permite a su conductor

definir aspectos claves del proceso de licitación tales como i) oportunidad en que se da inicio al

proceso de licitación de corto, mediano y largo plazo que sean necesarias para asegurar el

abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico así como promover la entrada de

nuevo proyectos de generación; y, ii) definir justificadamente los bloques de demanda y la

conveniencia de realizar un proceso conjunto para todas las Distribuidoras (agregación de la

demanda), o realizar la subasta con bloques individuales.

Respecto a la oportunidad en que se da inicio el proceso de licitación, por más beneficios,

incentivos o penalidades que se impongan a las distribuidoras, no creemos que deba dejarse en

manos de las mismas el diseño de la estrategia del proceso de adquisición de energía para el

53 Comisión creada por Ley N° 28477, Libro Blanco – Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, OSINERGMIN, 2005 54 Systep Ingeniería y Diseños S.A. Op cit, p. 47 55 Systep Ingeniería y Diseños S.A. Op cit, p. 50 56 Véase la secuencia del procedimiento en el siguiente enlace https://www.cne.cl/nuestros-servicios/licitaciones-y-suministros/licitacion-2015/ 57 Systep Ingeniería y Diseños S.A. Op cit, p. 39

corto, mediano y largo plazo, en razón a que el natural interés de las empresas con

independencia de su capital público o privado pasa por maximizar su beneficio antes que diseñar

licitaciones orientadas a promover el ingreso de nueva capacidad de generación y nuevos

actores en el mercado mayorista, más aún si se trata de empresas cuyo accionariado también

participa en una generadora existente que ejerce un poder de mercado.

Es decir, los distribuidores tendrán por incentivo económico maximizar su utilidad antes que

maximizar la utilidad de los Usuarios Regulados, y explotarán el factor de incentivo a la

contratación anticipada a que se refiere la Ley 28832, independientemente si a través de ese

medio se maximiza la utilidad del Usuario Regulado o no.

En ese sentido, el problema de hacer responsable de iniciar los procesos de licitación

correspondiente a un agente que no tiene los incentivos o capacidades para efectuar una

adecuada identificación de las necesidades de los usuarios regulados, genera que se produzca

una situación de carencia de oferta, con lo cual se corre el riesgo de obtener precios más altos,

al existir un estado de necesidad de energía.

De acuerdo a lo expuesto, si bien en modelos económicos donde prima la iniciativa privada

puede creerse que debe dejarse en manos de las distribuidoras decidir la oportunidad en que

debe ejecutarse la licitación, no es menos cierto que al tratarse de una actividad estratégica,

corresponde al Estado como garante de las actividades calificadas como servicio público e

interés general, la búsqueda de condiciones óptimas para los procesos de licitación.

Con respecto a la agregación de la demanda, creemos que este mecanismo favorece la

competencia dado que un comprador único tiene mayor poder de compra, logrando que los

precios promedio de contratación sean más bajos. Adicionalmente, la demanda incremental a

licitar debería ser lo suficiente como para que se puedan desarrollar los proyectos de

generación, situación que no necesariamente se podría llevar a cabo si cada distribuidor

realizara sus licitaciones de manera independiente. No debe olvidarse además que el proceso

conjunto podría presentar aprovechamiento de las economías de escala (para pequeñas

distribuidoras), por lo que debe ser un punto a considerar en el diseño del proceso.

De esa forma, las distribuidoras deben aportan sus proyecciones de demanda y el regulador de

unificarlas en un solo bloque para aprovechar las economías de escala que se producen al reunir

toda la demanda.

Un tema íntimamente relacionado con la agregación de la demanda, es el referente a la

consistencia de las proyecciones de demanda realizadas por las Distribuidoras, es decir al cuánto

de energía y/o potencia debe ser licitado. Ello no sólo tiene importancia para revelar el objetivo

que debe tener el proceso de licitación (corto plazo para desviaciones de demanda mientras que

largo plazo para nueva capacidad de generación), sino que además en el precio que percibirán

los adjudicatarios del proceso de licitación. En efecto, sin importar en cuánto aumenta la

demanda, la energía que se pagará a los oferentes adjudicados será la efectivamente consumida.

Al respecto, no consideramos adecuado que las distribuidoras no asuman ningún tipo de riesgo

por la subestimación o sobrestimación excesiva de la demanda proyectada, por lo que nuestra

propuesta es que sus estimaciones sean objeto de aprobación por parte del Regulador

empleando mecanismos de transparencia, así como el establecimiento de sanciones en caso la

información entregada por las distribuidoras sea deficiente y genere distorsiones en el nivel de

contratación para los usuarios.

La racionalidad de esta propuesta está en que las distribuidoras deben proveer de proyecciones

sopesadas y deben evitar contratar toda su demanda futura en una o dos licitaciones de

suministro (como ocurrió en los años 2009 y 2010 en Perú). Esta práctica es común, como lo

hemos indicado en el análisis internacional y se resume en la Tabla 20. El riesgo de

sobrecontratación es asumido por el distribuidor, pues tiene derechos monopólicos sobre sus

clientes regulados.

La conducción de los procesos de licitación por parte del Estado a través de sus organismos

especializados tiene adicionalmente respaldo jurídico en los países en que la actividad de

suministro eléctrico ha sido calificada como servicio público o interés general por tratarse de

una actividad estratégica. En efecto, dado que el diseño del proceso de licitación tiene una

influencia directa en el precio de la energía y por ende en la competitividad de las industrias del

país en cuestión, promoción y diversificación de la matriz energético, y otros aspectos de

singular importancia para la economía de un país, los mismos merecen ser abordados de forma

centralizada por el Estado, el cual a diferencia de las empresas distribuidoras, tiene como misión

procurar el desarrollo económica y social de la nación. De allí que debe tenerse claro que si bien

las empresas distribuidoras tienen la obligación de asegurar el suministro de sus Usuarios

Regulados, dicha función se agota con la suscripción de los contratos de suministro derivados

de las licitaciones diseñadas por el propio Estado.

7 ANÁLISIS CRÍTICO DEL MARCO REGULATORIO PERUANO

APLICABLE A LAS LICITACIONES

Sujeto al modelo de contratación desarrollado por el consultor, el propósito de la presente

sección es realizar una contrastación de lo definido por el marco legal peruano, lo cual se

encuentra resumido en la siguiente tabla:

Tabla 22. Contratos Licitados Ley 28832 Reglamento de Licitaciones

Demanda a subastar No hace distinción entre demanda base y crecimiento de la demanda. La participación de los UL es potestativa.

No hace distinción entre demanda base y crecimiento de la demanda. La participación de los UL es potestativa.

Producto a contratar No precisa Permite contratar energía y/o potencia

Reserva del sistema No regulado No regulado

Período de carencia Obligación de licitar con 3 años de anticipación el 100% de la demanda de UR

No regulado

Plazo contractual Hasta 20 años No regulado

Precios Firmes Firmes

Responsable de la contratación

Los Distribuidores proponen el cuánto, cuándo y plazos contractuales. Osinergmin aprueba los términos y condiciones de la licitación; asimismo, aprueba la propuesta de las distribuidoras.

Desarrolla lo dispuesto en la Ley 28832.

7.1 DEMANDA A LICITAR A pesar de que como hemos indicado en el capítulo anterior los actores del mercado enfrentan

distintos riesgos dependiendo si generan energía nueva o energía vieja, el sistema peruano

considera que no hay diferencias entre ellos. Esto se podría reflejar como alzas en el precio final

obtenido, debido a que los nuevos deben financiar su inversión y hay una disparidad en la

competencia.

Sobre el particular, dado que la Ley 28832 no prevé distinciones en el proceso de licitación

diferenciado para energía vieja y nueva, puede llegarse a la conclusión imperante hoy en los

Agentes del sector eléctrico, que no es posible convocar procesos de licitación diferenciados.

Dado que la interpretación literal de cada disposición normativa de la Ley 28832 constituye el

punto de partida de la interpretación jurídica, consideramos necesario recurrir a la

interpretación sistemática de las disposiciones de la Ley 28832 referidas a que: (i) es objeto de

la ley la promoción de proyectos de generación; (ii) se asigna al Osinergmin la laborar de aprobar

los términos y condiciones del proceso de licitación, así como las Bases de la licitación; (iii) se

asigna al Osinergmin la función de velar por la defensa de la libre competencia y el riesgo de

abuso de posición de domino; y (iv), finalmente, que resulta de interés público y responsabilidad

del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el

Servicio Público de Electricidad.

Sobre la base de ello, si como hemos indicado, a través de las licitaciones la Ley 28832 busca el

ingreso de nueva generación eléctrica, debemos evaluar si el marco regulatorio actual permite

establecer procesos de licitación diferenciados entre energía nueva y energía vieja, y con ello la

posibilidad de obtener Precios Firmes eficientes en los Contratos con Licitación y que nuevos

competidores ingresen al mercado de generación eléctrica.

En principio, es fundamental tener en cuenta que si bien la cobertura de la demanda regulada

se ha dejado en manos de las Distribuidoras, la propia Ley 28832 ha establecido a su vez que es

de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente

del servicio público de electricidad. Siendo que el abastecimiento de los Usuarios Regulados se

logra a través de los Contratos sin Licitación y los Contratos con Licitación suscritos por las

Distribuidoras, el Estado en el ejercicio de su función reguladora del servicio público en cuestión,

no puede permanecer ajeno a la labor de las Distribuidoras durante el proceso de formación y

ejecución de los Contratos sin Licitación y Contratos con Licitación.

Como se advierte, la Ley 28832 en concordancia con el hecho de que la actividad de

comercialización destinada al suministro de los Usuario Regulados en el mercado peruano no se

desarrolla en condiciones de competencia, ha optado por imponer como mecanismo de

contratación las licitaciones; así como consolidar el papel rector del Estado en la actividad de

comercialización, al declarar que es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar la

oportunidad y eficiencia del abastecimiento del mercado regulado.

De acuerdo a ello, si bien el Estado no interviene en los precios de suministro entre los

Generadores y las Distribuidoras, no verificamos de las disposiciones de la Ley 28832 una

renuncia del Estado a su rol de garantizar la contratación oportuna y eficiente en los Contratos

sin Licitación y Contratos con Licitación. De allí que, como no podría ser de otra forma,

considerando el modelo de economía social de mercado impuesto por la Constitución Política,

la función reguladora del servicio público de electricidad queda en responsabilidad exclusiva del

Estado.

La doctrina administrativista establece que corresponde a la Administración Pública dentro de

los límites normativos que establece el poder legislativo, la discrecionalidad más directa, más

inmediata, definir lo que es o no es el concepto jurídico indeterminado interés público.58 En los

que nos concierne, para que no quepa duda de la entidad que se encarga de concretizar el

interés público de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado y los

objetivos de los Contratos con Licitación, la Ley 28832 ha establecido que Osinergmin (y no las

Distribuidoras) tiene la competencia para elaborar de aprobar los términos, condiciones y bases

del proceso de licitación, así como velar por la defensa de la libre competencia y el riesgo de

abuso de posición de domino.

Siendo que la experiencia internacional y literatura especializada establecen que el éxito de un

proceso de licitación depende del diseño de la misma, en el que se incluye la definición del

producto, cantidad y plazo; no hay otro mecanismo en que el Estado garantice el abastecimiento

oportuno y eficiente del mercado regulado sino a través de la aprobación del diseño de la

licitación por parte de Osinergmin en el ejercicio de su función de aprobar los términos,

58 Howard R. Smith, Democracy and the Public Interest, University of Georgia Press, 1960, p.7

condiciones y bases del proceso, dado que la sola ejecución del proceso de licitación garantiza

sólo el abastecimiento, pero no la oportunidad, eficiencia y condiciones que aseguren la libre

competencia.

De acuerdo a ello, nosotros consideramos que cuando la Ley 28832 hace referencia a que

Osinergmin debe aprobar los términos y condiciones del proceso de licitación, dichos aspectos

deben ser todos aquellos que aseguren el éxito de los procesos de licitación lo cual significa

buscar que se concreticen los objetivos previstos en la Ley 28832, entre los que se encuentran

promover el ingreso de nueva generación eléctrica.

Un rol pasivo del Estado en los procesos de licitación no es concordante con garantizar que el

abastecimiento del mercado regulado se haga en forma óptima y eficiente, ya que en ese

escenario se estaría atomizando los criterios de optimización y eficiencia en manos de cada una

de las Distribuidoras, situación que no consideramos correcta, ya que nos encontramos ante un

solo servicio público, al cual el Estado debe garantizar condiciones igualitarias. En esa misma

línea, dado que las Distribuidoras tienen intereses que no son concordantes con los intereses de

los Usuarios Regulados, no se les puede exigir el cumplimiento de los otros objetivos de la Ley

28832 como son promover el ingreso de nuevas unidades de generación, reducir la exposición

del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento por

falta de energía, tarifas más competitivas para los Usuarios y adoptar las medidas necesarias

para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación.

En tal sentido, no consideramos correcta la interpretación de que Osinergmin no tiene la

facultad (o la tiene restringida) de establecer los aspectos claves del proceso de licitación, ya

que dicha posición sería contraria al principio de coherencia, debido a que el Estado estaría

dejando en manos del monopolista de la actividad de comercialización, esto es las

Distribuidoras, asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado y los

demás objetivos previstos en la Ley 28832.

Al respecto, el Tribunal Constitucional ha establecido que "(…) puede señalarse que la

normatividad sistémica del orden jurídico descansa en los siguientes principios: la coherencia

normativa y el principio de jerarquía de las normas".59

En concreto, el Tribunal Constitucional sobre el principio de coherencia normativa ha expresado lo siguiente:

“§3.1. El principio de la coherencia normativa

4. Dicha noción implica la existencia de la unidad sistémica del orden jurídico, lo que,

por ende, presume una relación armónica entre las normas que lo conforman.

Ello es así por la necesaria e imprescindible compenetración, compatibilidad y conexión

axiológica, ideológica y lógica entre los deberes y derechos asignados, además de las

competencias y responsabilidades establecidas en el plano genérico de las normas de un

orden jurídico.

Lo opuesto a la coherencia es la antinomia o conflicto normativo, es decir, la existencia

de situaciones en las que dos o más normas que tienen similar objeto, prescriben

soluciones incompatibles entre sí, de modo tal que el cumplimiento o aplicación de una

59 Sentencia del Tribunal Constitucional recaida en el expediente N° 005-2003-AI/TC. FJ 3.

de ellas acarrearía la violación de la otra, ya que la aplicación simultánea de ambas

resulta imposible.

Como puede colegirse de lo expuesto, la coherencia se ve afectada por la aparición de

las denominadas antinomias. Estas se generan ante la existencia de dos normas que

simultáneamente plantean consecuencias jurídicas distintas para un mismo hecho,

suceso o acontecimiento. Allí se cautela la existencia de dos o más normas afectadas

“por el síndrome de incompatibilidad” entre sí.

La existencia de la antinomia se acredita en función de los siguientes presupuestos:

- Que las normas afectadas por el “síndrome de incompatibilidad” pertenezcan a un

mismo orden jurídico; o que encontrándose adscritas a órdenes distintos, empero, estén

sujetas a relaciones de coordinación o subordinación (tal el caso de una norma nacional

y un precepto emanado del derecho internacional público).

- Que las normas afectadas por el “síndrome de incompatibilidad” tengan el

mismo ámbito de validez (temporal, espacial, personal o material).

El ámbito temporal se refiere al lapso dentro del cual se encuentran vigentes las normas.

El ámbito espacial se refiere al territorio dentro del cual rigen las normas (local, regional,

nacional o supranacional).

El ámbito personal se refiere a los status, roles y situaciones jurídicas que las normas

asignan a los individuos. Tales los casos de nacionales o extranjeros; ciudadanos y

pobladores del Estado; civiles y militares, funcionarios, servidores, usuarios,

consumidores, vecinos; etc.

El ámbito material se refiere a la conducta descrita como exigible al destinatario de la

norma.

- Que las normas afectadas por el “síndrome de incompatibilidad” pertenezcan,

en principio, a la misma categoría normativa; es decir, que tengan homóloga

equivalencia jerárquica.

Atendiendo a ello, puede definirse la antinomia como aquella situación en que dos

normas pertenecientes al mismo orden jurídico y con la misma jerarquía normativa, son

incompatibles entre sí, debido a que tienen el mismo ámbito de validez.”60

Por su parte, la doctrina nacional, desarrolla el principio de coherencia normativa, de la siguiente

forma:

“La segunda es la coherencia normativa, que tiene dos consecuencias dentro del orden

jurídico y, más específicamente, dentro de la legislación que aquí tratamos. Una de ellas

es que debemos interpretar las normas de cada uno de los niveles jerárquicos como

coherentes entre sí; esto es, buscar aquella interpretación que permita hacerlas

armónicas y no la que las haga contradecirse. Si en algún momento tenemos dos

posibilidades de interpretación, una armónica y la otra contradictoria, por fuerza

debemos elegir la armónica y desechar la contradictoria. Otra consecuencia consiste en

que las normas inferiores no deben contradecir a las superiores de manera que resulten

60 Sentencia del Tribunal Constitucional recaída en el expediente N° 005-2003-AI/TC. FJ 4.

incompatibles con ellas. Si tal cosa sucediese (es decir, en caso de incompatibilidad entre

la norma inferior y la superior), entonces la norma superior primará sobre la inferior y

esta será, o bien no aplicada mediante el control difuso, o bien declarada inválida

mediante el control concentrado de la jerarquía del orden jurídico” 61

Adicionalmente, consideramos importante recordar lo expuesto por la doctrina constitucional,

con respecto a la relación entre el principio de coherencia y la supremacía de la Constitución

Política:

“la Constitución formal, revestida de superlegalidad, obliga a que las normas y los actos

estatales y privados se ajusten a ella.

En una primera síntesis, podemos sostener que la supremacía de la constitución implica

asignar a las normas constitucionales tres funciones íntimamente relacionadas entre sí.

Finalmente, la "función de concordancia" que permite a las normas constitucionales

dotar de validez a los actos y normas de un orden jurídico.

También se exige una concordancia material, es decir las normas inferiores no pueden

suprimir ni alterar per se las declaraciones, derechos y garantías que las normas

constitucionales consagran. De la "función de concordancia" surge el concepto de norma

o o acto válido. En ese sentido, se dice que un acto o norma-que integran el orden jurídico

positivo gobernado por las normas constitucionales-son válidos cuando derivan de la

Constitución a través de una cadena ininterrumpida de normas o actos formal y

materialmente coherentes con ella.”62

Sobre la base de lo expuesto, considerando que las Distribuidoras realizan la actividad de

comercialización por el monopolio legal atribuido por la LCE -lo que les permite tener como

consumidores cautivos a los que se ubican dentro de su área de concesión- se refuerza la idea

de que el Regulador tiene la obligación de intervenir con la finalidad de garantizar la eficiencia y

oportunidad de las licitaciones, así como los demás objetivos previstos en la Ley 28832.

En esa misma línea, el Tribunal Constitucional ha definido que cuando en un mercado la oferta

resulte inexistente o insuficiente, corresponde al Estado intervenir con la finalidad de

reconstruir el mercado. Agrega el Tribunal Constitucional que en muchos de los servicios

públicos calificados por la legislación y que responden al tipo de monopolios naturales,

corresponde a los Organismos Reguladores, controlar la calidad y condiciones del servicio, fijar

la tarifa y garantizar, a su vez, generar condiciones de competencia en la actividad de la cadena

productiva donde sea posible.63

61 Rubio Correo, Marcial. El orden jurídico en el Perú según el Tribunal Constitucional, Fondo Editorial de la Pontificia Universidad Católica del Perú, Lima, Perú, Año 2005, página 17 62 Bidart Campos, Germán. Tratado elemental de derecho constitucional argentino. Ediar, Buenos Aires, Tomo I, página 136 63 Sentencia recaída en el Expediente Nº 00034-2004-PI/TC, fundamento jurídico N° 39

En relación a la regulación en los servicios públicos, Hope y Singh64 han identificado como los

objetivos propios de la regulación energética: i) la competencia; ii) la transparencia del mercado;

iii) la protección del consumidor; iv) la eficiencia económica en el suministro; v) el suministro

amistoso con el medio ambiente; vi) la seguridad de suministro, y; vii) la política de precios

socialmente responsable. En otras palabras, la regulación busca la corrección de las fallas del

mercado y, por otra, la garantía de que el funcionamiento del sistema tienda al bienestar de la

sociedad, de forma que se promueva la competencia hasta donde sea posible y la protección de

los intereses de los usuarios.

En tal sentido, siendo que la actividad de comercialización para el mercado regulado constituye

un mercado en manos exclusivas del Distribuidor por mandato dela LCE, consideramos necesaria

la intervención del regulador en el diseño de las licitaciones a fin de garantizar la correcta

distribución de la energía como bien y como servicio, logrando un sistema eficiente económica

y socialmente

Sobre la base de ello, si el Estado tiene un rol preponderante en la actividad de comercialización

de energía eléctrica no encontramos justificación para negarle la posibilidad de establecer

condiciones ex – ante para asegurarse de la oportunidad y eficiencia de los procesos de

licitaciones así como el cumplimiento de los objetivos previstos en la Ley 28832. Una supervisión

ex – post del diseño de la licitación no sería suficiente para cumplir el mandato establecido por

la Ley 28832, ya que por la adopción de diseños deficientes en los procesos de licitación, sería

irreparable revertir los perjuicios provocados al mercado regulado.

De acuerdo a lo expuesto, nuestra opinión es que la Ley 28832 ha otorgado a Osinergmin las

facultades para definir los aspectos esenciales de los procesos de licitación, por lo que

Osinergmin puede definir válidamente diseñar procesos de licitación orientados a subastar

energía vieja para la demanda creciente y energía nueva para la demanda base, que como

hemos descrito en el capítulo anterior, constituye una distinción necesaria si se quiere promover

el ingreso de nueva generación eléctrica.

No debe perderse de vista además que el objeto de la Ley 28832 de promover el ingreso de

nueva generación eléctrica a través de las licitaciones no se ha cumplido a la fecha, pues en las

licitaciones de largo plazo que se han llevado a cabo a la fecha, son las generadoras existentes

las que resultan adjudicatarias, desplazando a los proyectos de generación. Por este motivo,

consideramos que en función del principio de interpretación finalista de la ley, existe habilitación

legal para segmentar la demanda requerida en las licitaciones, de forma que la demanda base

se licite para generación existente y el crecimiento de la demanda para proyectos de generación.

De esta forma la interpretación actual de la Ley 28832, como cualquier norma, debe adaptarse

a la realidad social imperante, ya que como hemos indicado anteriormente una vez construido

el texto de la ley, esta cobra autonomía y se subordina, esencialmente, al medio social y a sus

transformaciones, llegando inclusive a producir resultados no previsibles en la época de su

promulgación.

64 HOPE, E. y SINGH, B. (2009): “Harmonizing an effective regulation in Europe”, en GLACHANT, Jean-Michel y LÉVÊQUE, François, Electricity reform in Europe, (Cheltenham, Edward Elgar Publishing), páginas 90 y ss.

Cabe precisar que si bien la inclusión de la cargas libres en la demanda creciente y demanda

base es deseable, ello contraviene el marco legal aplicable pues la Ley 28832 expresamente

señala que la participación de los Usuarios Libres es facultativa.

Por otra parte, dado que Osinergmin tiene la función de verificar que en los procesos de

licitación no se afecte la libre competencia, el regulador debe asegurarse al momento de

aprobar los términos, condiciones y bases del proceso de licitación que no se incluyan medidas

anticompetitivas, como es permitir que generadores nuevos y existentes compitan entre sí, a

pesar de que ambos grupos se encuentran en situaciones notoriamente distintas. Una

interpretación en contrario, significaría aceptar que el Regulador tenga que mantenerse

inmutable ante la evidencia de que el proceso de licitación desde el inicio contendrá una medida

anticompetitiva como es la de hacer competir a generadores existentes y generadores nuevos,

lo cual ha sido acreditado con los resultados de las licitaciones anteriores.

De allí que, también consideramos que la necesidad de establecer procesos de licitación

diferenciados para energía proveniente de fuente nueva o vieja es indispensable con la finalidad

de asegurar una efectiva competencia entre los interesados en ingresar al mercado de

generación y los generadores existentes.

Ahora bien, dado que el Reglamento General de Osinergmin establece que la actuación del

regulador se sujeta a entre otros principios, los de predictibilidad y transparencia, consideramos

que las condiciones que correspondan aplicar a los procesos de licitación de generación nueva

y existente deben ser definidas en el procedimiento que apruebe en el ejercicio de su función

normativa, a fin de que sean conocidas previamente por los interesados en los procesos de

licitaciones.

En función de todo lo expuesto, recomendamos la modificación de la normativa infralegal, con

el objeto de permitir la segmentación de la demanda y que la demanda base se licite para la

generación existente y que el crecimiento de la demanda se licite para el crecimiento de la

demanda.

7.2 PRODUCTO A CONTRATAR EN LA LICITACIÓN El artículo 3.1 de la Ley 28832 establece que ningún generador podrá contratar con Usuarios

Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas

con terceros.

Empleando la teoría de los elementos de la disposición jurídica, tenemos que, en principio, la

disposición bajo comentario tiene como sujeto jurídico a los Generadores y no a los

Distribuidores. Adicionalmente, el objeto jurídico de la misma, está enfocado a prohibir que los

Generadores comprometan capacidad o producción con la que no cuentan. Por otra parte, con

relación al valor o fin jurídico perseguido del artículo 3.1 de la Ley 28832, tenemos que se busca

evitar que los precios de Mercado Mayorista sean distorsionados por Contratos de Suministro,

cuya potencia y/o energía no es respaldada por la capacidad real de las unidades de generación

que operan en el SEIN.

Como puede apreciarse, la restricción prevista en el artículo 3.1 de la Ley 28832, se encuentra

relacionada a los límites comerciales que los productores de electricidad deben considerar al

momento de suscribir los contratos sin licitación, contratos licitados al amparo de la Ley 28832

y contratos entre generadores, y no a los productos que los distribuidores contraten a través de

los procesos de Licitación creados por la Ley 28832.

Dado que la actividad de generación eléctrica no constituye una actividad regulada por ser una

actividad altamente competitiva, la aplicación de la obligación prevista en el artículo 3.1 de la

Ley 28832 debe ser restrictiva, y por ello no consideramos que de sus alcances se desprenda la

obligación de los Generadores de suscribir contratos de potencia y energía asociada en todos

los casos. Debe recordarse la necesidad de situar la actividad de generación eléctrica en el

ámbito de libre disponibilidad de la iniciativa privada, dado que, no hay competencia sin libre

iniciativa privada (por muy intensa que pueda ser la regulación pública a la que esté sometida la

prestación de dichos servicios).

En tal sentido, serán las señales que envíe el mercado, las que deben permitir a los Generadores,

en virtud de su derecho a la libre iniciativa privada, libertad de empresa y de contratación, elegir

los clientes con los cuales suscribirán contratos de suministro de sólo energía o de potencia y

energía asociada.

Por otra parte, de cara a la demanda, tampoco la Ley 28832 ha prohibido la suscripción de

Contratos con Licitación de potencia y/o energía, por el contrario, ha previsto en el numeral 8

de su artículo 1°, que la Demanda constituye la demanda (valga la redundancia) de potencia

y/o energía eléctrica.

En igual sentido, el Reglamento de Licitaciones ha previsto expresamente lo siguiente:

“Artículo 1º.- Definiciones Para los efectos del presente Reglamento, entiéndase por:

Demanda Contratada: Es la potencia y/o energía expresadas en MW y/o MW.h,

respectivamente, que el Adjudicatario suministra al Distribuidor durante el Plazo

Contractual, conforme a lo establecido en el respectivo Contrato de Suministro.

Demanda Requerida: Es la potencia y/o energía expresadas en MW y/o MW.h,

respectivamente, requeridas por el licitante conforme lo establezcan las Bases.

Oferta: Es la potencia y/o energía expresadas en MW y/o MW.h, respectivamente,

ofertadas por el Postor y que se compromete a suministrar conforme lo establezcan las

Bases.

Artículo 6º.- Presentación y Aprobación de Bases

Los Distribuidores que deseen participar en la Licitación, comunicarán su interés por

escrito al Conductor del Proceso, con copia a OSINERGMIN, en un plazo no mayor de

quince (15) días de publicado el respectivo aviso, señalando en dicha comunicación la

información a que se refieren los literales a) y c) del artículo 7º. La Demanda Requerida

por estos Distribuidores deberá sujetarse al mismo Plazo Contractual, modalidad de

contratación de potencia y/o energía y demás términos de las Bases.

Artículo 7º.- Contenido de las Bases

d) Las fórmulas de actualización de precios de potencia y/o energía aplicables a todos

los Adjudicatarios durante el Plazo Contractual.”

De esta forma, si bien la Ley 28832 y el Reglamento de Licitaciones brindan flexibilidad en cuanto

a que las licitaciones de suministro que se pueden efectuar, pues están podrían ser por potencia,

por energía o por ambos conceptos (como ocurre por ejemplo en el caso panameño) en la

práctica existe una sola modalidad contractual que ha sido implementada y que consiste en

adquirir potencia y el derecho a percibir energía efectuando un seguimiento de la curva horaria

de demanda.

Ello como se ha explicado en el capítulo precedente ocasiona que se limite las posibilidades de

competir de aquellos generadores que no cuentan con un portafolio de generación (variedad de

tecnologías), tales como por ejemplo los nuevos entrantes que la legislación busca promover.

En ese sentido, sería recomendable adoptar el modelo de contratación de energía con potencia

asociada solo para efectos de efectuar el reparto de la curva horaria de las distribuidoras,

siguiendo las prácticas de los otros mercados eléctricos. La potencia debiera sólo ser contratada

para el bloque de punta del sistema.

La problemática actual de efectuar este tipo de giro en la forma de contratación, se origina en

que se debiera establecer alguna regla de transición desde el modelo vigente al nuevo,

considerando que los contratos vigentes necesitarán ser sustituidos por nuevos a partir del año

2022 tal como muestra la figura siguiente.

Desde el punto de vista reglamentario no se requiere de ninguna modificación para lograr este

cambio; sin embargo sería necesario (posiblemente) que así como en el año 1995 se creó

(mediante las Condiciones de aplicación de las tarifas en barra) el sistema de potencia

contratada en sustitución del sistema de Máxima Demanda Leída, dándole prioridad en el

proceso de asignación respecto de sistema de contratación a sustituir, se establezca en la norma

de licitaciones de Osinergmin la forma como se resolverían los conflictos entre contratos por

potencia y energía asociada y los contratos por energía con potencia asociada. Esto se desarrolla

más adelante.

Figura 6.

Fuente: Osinergmin

7.3 RESERVA DEL SISTEMA Conforme se indicó en el numeral 4.3 del presente informe, la reserva del sistema no forma

parte de los alcances del presente servicio.

7.4 PERIODO DE CARENCIA La Ley 28832 ha fijado como regla general el periodo de carencia mínimo de 3 años para cubrir

el 100% de la demanda o 25% de la demanda en caso los plazos de suministro sean menores de

5 años, y como excepción un periodo menor a 3 años con la particularidad de que sólo se puede

licitar el 10% de la demanda del Distribuidor y con la finalidad de cubrir las desviaciones que se

produzcan en sus proyecciones de demanda. Nótese que contrariamente a nuestra propuesta

de distinguir periodos de carencia para generación nueva y existente, la Ley 28832 considera

que tanto energía nueva como energía vieja necesita de un periodo de carencia idéntico.

Al respecto, dado que los requerimientos de energía de las Distribuidoras, están compuestos

esencialmente por las cargas existentes, lo normal sería que la demanda base sea cubierta por

la generación existente, que al estar operando no requieren de un periodo de carencia

relativamente extenso como son los 3 años como mínimo fijado por la Ley 28832 o mayor si es

que el Distribuidor así lo decide. A lo mucho, necesitarían un periodo corto en tanto culminan

otros contratos de suministro en los que tiene comprometido energía firme, que en países como

Brasil van desde los 4 meses hasta los 2 años.

De esta forma, en caso no se otorgue periodos de carencia extensos para la generación existente

se aprovecha la disponibilidad de energía firme de las centrales en operación, y con ello la

obtención de ofertas económicas que al ser aplicadas en el corto plazo, guardarían cierta

consistencia con el costo marginal de corto plazo. Otorgar un periodo extenso para centrales

existentes, definitivamente provocará precios adjudicados altos ya que los generadores

incluirán una prima para cubrir el riesgo de ofertar precios a futuro, lo cual implica

comprometerse con un valor de venta de la energía sin saber cuáles serán las condiciones del

mercado mayorista luego de culminado el periodo de carencia.

Considerando que la demanda base de las Distribuidoras bordea el 90% de su demanda futura

total para los próximos 3 años, la obtención de Precios Firmes altos en las licitaciones tiene un

impacto significativo en el valor del precio pagado por los usuarios regulados (PNG), lo cual

puede ser evitado eliminando el periodo de carencia para los generadores existentes, a fin de

que no incorporen la prima por el riesgo de ofertar precios que serán aplicados luego de

concluido el periodo de carencia.

En el caso de la generación nueva como hemos dicho en el capítulo anterior, es innegable la

necesidad de un periodo de carencia lo suficientemente amplio para mitigar el riesgo de

construcción correspondiente a proyectos de distintas tecnologías. De la revisión de los

cronogramas de ejecución de obras de diferentes proyectos de generación eléctrica

consideramos que el plazo de 3 años si bien resulta suficiente para la generación térmica, no lo

es para las centrales mayores hidroeléctricas o con recursos energéticos renovables.

Por otra parte, atendiendo que la nueva generación tendría por objeto cubrir la demanda

creciente del mercado regulado que equivale a un aproximado del 10% de la demanda total

futura de las Distribuidoras, el hecho de que los nuevos inversionistas incorporen en su oferta

económica el riesgo asociado a un precio de la energía futuro, no tendría un impacto elevado en

el PNG como el caso de la generación existente que debe cubrir el 90% de la demanda de las

Distribuidoras.

De acuerdo a lo expuesto, si bien la Ley 28832 otorga la facultad del Distribuidor de establecer

el periodo de carencia de los contratos de suministro, como hemos indicado en la sección

anterior, dicha facultad debe enmarcarse dentro de las competencias de interés público

conferidas al Estado, con lo cual consideramos que tal facultad del Distribuidor debe ser validada

por el Regulador al momento de ejercer su función de aprobar las Bases de la Licitación, a fin de

verificar que los plazos propuestos garanticen la oportunidad y eficiencia del abastecimiento del

suministro eléctrico para el mercado regulado.

La Constitución Política del Perú establece en su artículo 59° que el Estado orienta el desarrollo

del país, y actúa principalmente en las áreas de promoción de empleo, salud, educación,

seguridad, servicios públicos e infraestructura. Los alcances del artículo 59° de la Constitución

han sido definidos por el Tribunal Constitucional, de acuerdo a lo siguiente:

“35. Justamente, el mandato constitucional de orientar el desarrollo del país en áreas de

especial valoración como son el empleo, salud, educación, seguridad, servicios públicos

e infraestructura, cobra relevancia en la medida que son sectores esenciales y de

necesidad básica para la población y el progreso social de la nación; de manera que no

pueden quedar expuestos aisladamente a los riesgos del mercado, haciéndose menos

gravosa una intervención estatal sustentada en estos fines, en la medida, claro está, que

sea adecuada y objetiva.

39. Más aún, a juicio de este Colegiado, el deber de promoción a determinadas

actividades económicas, según mandato del artículo 59 del texto Constitucional, cobra

sentido especial en una economía social de mercado como la nuestra, que no es sino la

economía ejercida con responsabilidad social y bajo el presupuesto de los valores

constitucionales de libertad y justicia social (Fd. 44 STC 0050-2004-AI).

En ese sentido mientras una actividad económica pueda ser realizada por un particular,

el Estado debe respetar su libertad de actuación y determinación económica;

contrariamente, - y dado que el fin último es fomentar la competencia-, cuando la oferta

privada resulte inexistente o cuando existiendo sea insuficiente, es evidente que no sólo

está habilitado a intervenir reconstruyendo el mercado, sino que tal intervención resulta

imperiosa ante los riesgos que una situación como esta produciría en la población. Este

es el caso de muchos de los servicios públicos calificados por la legislación y que

responden al tipo de monopolios naturales, en cuyo caso, el Estado a través de los

denominados Organismos Reguladores, controla la calidad y condiciones del servicio, fija

la tarifa y garantiza, a su vez, generar condiciones de competencia en los segmentos

donde esta sea posible”65

Dado que la actividad de abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico del

Servicio Público de Electricidad, entiéndase la comercialización de energía eléctrica, constituye

un monopolio legal en favor de las Distribuidoras, es legítimo que el Estado en el ejercicio de su

función reguladora apruebe un marco regulatorio intenso para supervisar la oportuna y eficiente

65 Sentencia del Tribunal Constitucional recaída en el expediente N° 00034-2004-AI/TC. FJ 35.

prestación del servicio, más aún si la misma ha sido calificada como una actividad de interés

público y responsabilidad del Estado.

Nuestro Tribunal Constitucional ha tenido la oportunidad de pronunciarse sobre el rol del Estado

frente a las actividades que si bien no han sido calificadas como servicio público si son

consideradas como de interés público:

“43. Conforme se señaló en los fundamentos 36 a 38, supra, la posición legislativa

respecto a si el trasporte urbano e interurbano es considerado en nuestro ordenamiento

jurídico como un servicio público en sentido estricto, ha sido fluctuante. No obstante, aun

cuando se le reste tal calificativo de manera expresa, ello no exime al Tribunal de

reconocer que esta actividad económica reviste un especial interés público.

44. En ese sentido, se justifica un especial deber de protección estatal a los usuarios del

servicio y, con ello, una reglamentación más estricta del mismo, supervisando que la

prestación se otorgue en condiciones de adecuada calidad, seguridad, oportunidad y

alcance a la mayoría de la población. Por tanto, una potencial intervención Estatal en

este supuesto también es aceptada, quedando únicamente por resolver el grado de

intensidad permitido”.66

De este modo, la facultad que tienen las Distribuidoras para determinar plazos de suministro,

producto a licitar, entre otros factores, pueden ser interpretadas de dos formas: a) la primera,

en el sentido que las facultades permiten seleccionar cualquier criterio de diseño de las

Licitaciones sin importar si los resultados contribuyan con el abastecimiento oportuno y

eficiente del mercado regulado y el cumplimiento de los objetivos previstos por la Ley 28832

para las Licitaciones67; y b) la segunda, en el sentido que el Estado puede revisar las condiciones

y el diseño de los procesos de Licitación que hayan sido propuestas por las Distribuidoras, con

la finalidad de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente, y el cumplimiento de los

objetivos previstos por la Ley 28832.

En definitiva, elegir la primera interpretación es aceptar que la actividad de comercialización

pese a constituir un monopolio legal a favor de las Distribuidoras y actividad de interés público,

queda expuesta a los riesgos del mercado, dejando por demás incierto el cumplimiento de los

objetivos deseados por la Ley 28832 para las Licitaciones. Incluso, dado que la Ley 28832 ha

contemplado un premio a las Distribuidoras por cumplir con la actividad de comercialización a

través de las Licitaciones, se genera el riesgo de incurrir en abuso del derecho, ya que el

Distribuidor con la finalidad de maximizar el valor del factor de incentivo, sacrifica la búsqueda

de condiciones y precios eficientes (periodo de carencia, plazo, productos a licitar, entre otros)

en los procesos de Licitación.

A diferencia de la interpretación anterior, la segunda opción parte de la premisa que las

declaraciones y objetivos establecidos en la Ley 28832 requieren ser concretizados, y por ello se

permite que el Estado, en cumplimiento del mandato previsto por el artículo 59° de nuestra

Constitución Política, adopte medidas regulatorias ex – ante del desarrollo de procesos de

66 Sentencia del Tribunal Constitucional recaída en el expediente N° 0034-2004-AI/TC. FJ 43 y 44 67 La Ley 28832 prevé como objetivos de las Licitaciones de Largo Plazo, promover el desarrollo

de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala y promover la

competencia por el mercado.

Licitación, y sobre la base de ello, valide el diseño de Licitación propuesto por las Distribuidoras.

Es razonable que las medidas regulatorias sean ex – ante y no ex - post, ya que la abstención del

Estado en el diseño del proceso de Licitación, genera el riesgo de que por culpa o dolo de las

Distribuidoras, las condiciones conseguidas sean ineficientes y duraderas en el corto, mediano

y largo plazo.

Como se nota, la primera interpretación es contraria a la Constitución, en concreto, al rol

promotor del Estado de sectores esenciales y de necesidad básica para la población y el progreso

social de la nación. La segunda interpretación califica como una interpretación conforme a la

Constitución, ya que la intensa regulación en los procesos de Licitación se fundamenta en el rol

promotor del Estado del Servicio Público de Electricidad, por lo que corresponde que el

intérprete adopte aquella construcción que evite la inconstitucionalidad de la norma.

Consideramos importante presentar la jurisprudencia del Tribunal Constitucional, respecto del

fundamento de la intensa regulación en la administración de fondos de pensiones (resulta obvio

que constituye una actividad de interés general) que si bien no ha sido calificada como servicio

público, su adecuada regulación se fundamenta en la necesidad de garantizar la concreción de

bienes y derechos constitucionalmente protegidos:

“152. Es posible afirmar que la disposición cuestionada no incide en la actividad principal

de las AFP, que consiste en administrar los fondos previsionales depositados por sus

afiliados y en brindar las prestaciones establecidas en la ley, sino en determinados

procesos operativos internos, como recaudación, conciliación, acreditación, cobranza o

cálculo y pago de las prestaciones. Sin perjuicio de lo dicho, estas empresas -como todas

las demás- pueden desenvolverse libremente, pero esa libertad no supone ausencia de

estrictas regulaciones y medidas de supervisión por parte de los órganos del Estado,

atendiendo a que el ámbito en el que se desenvuelven es especialmente sensible por

tratarse de los fondos previsionales de los que puede depender el presente y/o el futuro

de los afiliados.

153. El artículo 58 de la Constitución establece que la iniciativa privada es libre y se ejerce

en el contexto de una economía social de mercado, régimen bajo el cual el Estado orienta

el desarrollo y actúa principalmente en el área de servicios públicos. En el caso de las

empresas AFP, atendiendo a la particular importancia de su actividad, como es el manejo

de los fondos de pensión de los afiliados, el legislador adoptó, desde el inicio, una serie

de rigurosas condiciones. De acuerdo con el Decreto Supremo 054-97-EF, a título

enunciativo, las AFP requieren autorización de la SBS para constituirse y efectuar

publicidad (artículo 15); capital mínimo (artículo 14); autorización de la SBS para

transferir acciones por encima del 10% de su capital social (artículo 13-A); ofrecer a sus

afiliados al menos dos tipos de fondos (artículo 18); tener dos directores independientes

-no vinculados con los accionistas ni con el grupo económico predominante en la AFP-

(artículo 21-C); invertir en determinados tipos de instrumentos (artículo 25); y la

administración de los fondos, actividad principal de estas empresas (artículo 22,

modificado por Ley 29903), entre muchas otras restricciones.

154. De lo expuesto se tiene que las AFP enfrentan severas restricciones no únicamente

respecto de sus procesos operativos, sino también en el manejo de lo que puede

considerarse el núcleo de su negocio como es la administración de los fondos. Esta

intensa regulación tiene un fundamento básico, cual es garantizar el derecho

fundamental a la pensión, vinculado además con el deber del Estado de supervisar el

eficaz funcionamiento de las entidades públicas, privadas o mixtas que operen en dicho

ámbito (artículo 11 de la Constitución).”68

De esta forma, la intensa regulación a la que está sometida los procesos de Licitación, está

fundamentada por el papel que juegan los precios resultantes de las Licitaciones en la economía

nacional, su repercusión en la vida de los ciudadanos y competitividad de la industria.

Naturalmente, en todos los aspectos no previstos de forma expresa por la Ley 28832 y el

Reglamento de Licitaciones, la regulación de la actividad económica, debe responder a la

discrecionalidad técnica con la que cuenta la Administración, debiendo basarse para los casos

de discrecionalidad media y alta, en criterios de razonabilidad y proporcionalidad.

Del análisis efectuado, podemos afirmar que no se trata de una simple evaluación de si

corresponde aplicar la norma especial por sobre la norma general, sino de comprender que

todas las disposiciones normativas contenidas por la Ley 28832, deben ser interpretadas

conforme a la Constitución, lo cual garantiza la coherencia sistémica del ordenamiento jurídico

nacional; es decir, el principio de coherencia normativa.69

De igual forma, en el numeral 6.1 de nuestro informe, hemos indicado que siendo que la propia

Ley 28832 ha establecido que resulta de interés público y responsabilidad del Estado asegurar

el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de

Electricidad, y que tal abastecimiento se logra a través de los Contratos sin Licitación y los

Contratos con Licitación suscritos por las Distribuidoras, el Estado en el ejercicio de su función

reguladora no puede permanecer ajeno a la labor de las Distribuidoras durante el proceso de

formación y ejecución de los Contratos sin Licitación y Contratos con Licitación.

De acuerdo a ello, como hemos desarrollado también en forma extensa en el numeral 6.1 de

nuestro informe, consideramos que la competencia de Osinergmin de aprobar los términos y

condiciones de los procesos de Licitación establecida en el artículo 6.2 de la Ley 28832, debe ser

entendida como la aprobación de todos aquellos aspectos que aseguren el cumplimiento de los

objetivos de la Ley 28832 (promoción de nuevos proyectos de generación, defensa de la libre

competencia y evitar el abuso de posición de dominio), mediante el abastecimiento oportuno y

eficiente del suministro eléctrico a través de las Licitaciones.

En esa línea, recuérdese que por mandato constitucional corresponde al Estado defender el

interés de los consumidores y usuarios como consecuencia de las relaciones asimétricas con el

poder fáctico de las empresas proveedoras. En palabras del Tribunal Constitucional, los

consumidores, representan el fin de la actividad económica, por lo que el objetivo último del

mercado no es el simple y libre intercambio de bienes y servicios, sino el aseguramiento de

la calidad de vida de la población y la transformación de la productividad individual en progreso

social para todos70.

En ese sentido, dado el carácter de monopolio legal de la actividad de comercialización de

suministro eléctrico para el mercado regulado otorgado a las Distribuidoras, y siendo que estos

Agentes no tienen la obligación de garantizar la eficiencia en la contratación así como tampoco

68 Sentencia del Tribunal Constitucional recaída en el expediente N° 0013-2012-AI/TC. FJ 152, 153 y 154 69 Rubio Correa, Marcial. Op Cit, página 111 y 112 70 Sentencia recaída en el Expediente Nº 018-2003-PI/TC, fundamento jurídico N° 2

el cumplimiento de los objetivos de la Ley 28832 con las Licitaciones, corresponde al Estado

validar las condiciones propuestas por las Licitaciones, a través de la aprobación de los términos

y condiciones de los procesos de Licitación a cargo de Osinergmin.

Sin perjuicio de lo expuesto, dado que la interpretación jurídica tiene como límite el texto

expreso y claro de la ley, en el caso concreto del periodo de carencia mínimo de tres años

establecido en el citado artículo 5.1 de la Ley 28832, nuestra interpretación no resultaría

aplicable, al haber fijado de forma rígida la Ley 28832 los referidos tres años.

En conclusión, sobre la base de la noción de servicio público contenida en nuestra Constitución

Política, el desarrollo jurisprudencial del Tribunal Constitucional sobre las actividades

económicas calificadas de interés público en una economía social del mercado, la

responsabilidad del Estado de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro

eléctrico, y la interpretación sistemática de los artículos 5° y 6.1 con los objetivos previstos por

la Ley 28832, consideramos que el Regulador se encontraría facultado a evaluar y validar la

oportunidad y eficiencia de plazos de carencia mayores a los tres años para las licitaciones de

largo plazo.

7.5 PLAZOS DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO Hasta el momento el marco regulatorio ha sido entendido bajo el criterio de que las

distribuidoras tienen irrestricta facultad de establecer plazos de suministro que mejor estimen

conveniente en el ejercicio de su derecho a la libertad de empresa en las licitaciones de largo y

mediano plazo, sujeto a los límites que establece la ley.

Esta libertad absoluta ha permitido que se haya contratado a largo plazo el suministro de los

Usuarios Regulados con generadores existentes, impidiendo la concreción de proyectos de

generación, incrementando innecesariamente el precio de suministro para los Usuarios

Regulados (por el riesgo atribuible al mayor plazo), ha ocasionado la desvinculación de los

precios de los contratos con los costos marginales, ha incentivado la migración de los Usuarios

a la condición de Usuarios Libres, por los menores costos marginales, entre otros efectos

perjudiciales para el sector eléctrico.

Dicha lectura es contraria a nuestra recomendación de que sea el Regulador el encargado de

fijar el plazo de las licitaciones y al análisis efectuado en las secciones precedentes en que

concluimos que corresponde al Regulador definir las condiciones esenciales de los procesos de

licitación, entre los que se encuentra los plazos.

En efecto, si bien la Ley 28832 otorga la facultad del Distribuidor de establecer el plazo de

suministro, dicha facultad debe enmarcarse dentro de las competencias de interés público

conferidas al Estado, con lo cual consideramos por los mismos argumentos ilustrados en el

numeral 6.4 del presente informe, que tal facultad del Distribuidor debe sujetarse a los plazos

previamente establecidos por el Regulador en el procedimiento correspondiente, a fin de

garantizar que los plazos propuestos garanticen la oportunidad y eficiencia del abastecimiento

del suministro eléctrico para el mercado regulado.

Por otra parte, son abundantes los casos en los que el Regulador ha dejado claro que su función

no es la de una mesa de partes71, posición que compartimos en el presente caso ya que no

consideramos admisible que siendo de interés público y responsabilidad del Estado garantizar

71 Informes N° 318-2009-GART, 264-2013-GART, entre otros.

la oportunidad y eficiencia del abastecimiento, el Regulador renuncie a verificar que los plazos

de suministro de las Licitaciones garanticen la oportunidad y eficiencia del suministro.

Consideramos indispensable cambiar la interpretación existente, ya que las distorsiones en el

mercado eléctrico peruano generada por aceptar que las Distribuidoras tienen la facultad de

establecer libremente los plazos de suministro son los siguientes:

7.5.1 Los plazos de suministro con generadores existentes son excesivos y han generado el

desacople de los precios del mercado mayorista y los Precios Firmes

Como hemos indicado en el capítulo referido a la descripción de los mecanismos de contratación

de suministro para el mercado regulado, en el Perú gran parte de la capacidad de generación se

encuentra comprometida en contratos de largo plazo con precios de energía fijos, que se

encuentran disociados del costo local de producción de electricidad o de los precios en el

mercado spot.

Dejando a un lado los contratos de suministro que han sido licitados por el Estado, hemos

mostrado en el primer capítulo que la mayor parte de adjudicatarios de los procesos de licitación

realizados al amparo de la Ley 28832, tenían la condición de centrales generadoras existentes,

cuyas ofertas se mantendrán por periodos superiores a los 10 años. Dicha situación

naturalmente ha generado que el costo en que incurriría el sistema en su conjunto para producir

una unidad adicional no refleje las verdaderas condiciones de la oferta y necesidades de la

demanda del sector eléctrico.

De esta forma se han generado señales equivocadas tal como viene ocurriendo en el mercado

peruano, en el cual debido a que los generadores existentes tienen gran parte de su energía

vendida mediante contratos licitados, son indiferentes al costo marginal del mercado spot, lo

cual explica la guerra de precios declarados de gas natural y el bajo costo marginal.

Por lo expuesto, si bien la Ley 28832 proclama como uno de sus objetivos asegurar al consumidor

final una tarifa eléctrica más competitiva, consideramos que dicho mandato no viene

concretándose en la realidad, ya que los Precios Firmes adjudicados en los procesos de licitación,

son superiores a los costos marginales correspondientes al mercado spot e incluso a los precios

en barra fijados por Osinergmin, habiéndose perdido toda relación con los costos marginales de

corto plazo, como consecuencia de entre otros factores, el otorgamiento de plazos de largo

plazo a la generación existente.

Este mismo caso explica también por qué los Usuarios que se encuentran dentro de la franja de

optar por ser Usuarios Libres o Usuarios Regulados, vienen sistemáticamente migrando de la

calidad de Usuarios Regulados a Usuarios Libres, con el objeto de “aprovechar” los bajos precios

del costo marginal del mercado spot, perjudicando a la vez a los distribuidores por la

sobrecontratación de potencia.

Sin perjuicio del cambio de interpretación que proponemos respecto de la facultad de las

Distribuidoras de fijar los plazos de suministro, también consideramos necesario modificar la

aplicación del factor de incentivo a la contratación anticipada de los distribuidores, de forma

que dicho incentivo premie a los distribuidores cuando contraten con generadores existentes a

corto plazo y cuando contraten con proyectos de generación a largo plazo. De esta forma, a

medida que los contratos de suministro con generadores existentes tengan mayores plazos, el

factor de incentivo sería inversamente proporcional para los Distribuidores.

Nuestra propuesta no encuentra restricción de orden legal ya que la configuración del factor de

incentivo principalmente ha sido dejada al desarrollo reglamentario.

7.5.2 Éxodo de los Usuarios Regulados con la aptitud de calificar como Usuarios Libres

generado sobrecontratación en las Distribuidoras

El exceso de oferta que se ha generado por el ingreso de generación sin riesgo de demanda (o

lo que es lo mismo con ingresos garantizados) ha conllevado a una reducción en el precio spot.

Aunque un precio spot bajo no es un problema per se, el bajo precio del mercado spot que se

observa hoy en el mercado incentiva a los generadores a buscar “agresivamente” clientes libres,

tomando incluso varios clientes libres y regulados (aquellos que pueden optar por ser libres) de

las empresas de distribución.

Dicha situación ha provocado que los Usuarios Regulados que tienen la opción de cambiar su

condición a Usuarios Libres, hayan resuelto los contratos de suministro con las Distribuidoras, a

fin de negociar directamente con los Generadores un precio incluso menor al costo marginal de

corto plazo de producción de electricidad 72. Este comportamiento estratégico de los nuevos

Usuarios Libres (ex Usuarios Regulados) no sólo está propiciando que las distribuidoras soliciten

la reducción de la Potencia Contratada de los contratos de largo plazo bajo riesgo de quedar

sobrecontratadas en el corto plazo, sino que además puede provocar que las empresas

distribuidoras no tengan respaldo contractual en el mediano plazo para atender a estos mismos

consumidores cuando necesiten regresar a la condición de Usuarios Regulados al haber

culminado sus contratos de suministro y se incrementen los costos marginales.

De acuerdo a ello, los contratos de suministro con generación existente deben pactarse para

periodos de corto o mediano plazo, lo cual permitirá que los Precios Firmes guarden cierta

relación con los precios marginales del mercado spot, y de esta forma mantener una adecuada

señal de precios que evite comportamientos estratégicos que en el mediano o largo plazo

generen situaciones problemáticas en el sector, como el éxodo de los Usuarios Regulados al

mercado libre.

7.6 RESPONSABLE DEL PROCESO DE LICITACIÓN A diferencia del modelo que proponemos en el que el Estado sea el director de los procesos de

licitación, la Ley 28832 ha establecido que el responsable de diseñar y conducir los procesos para

la adquisición de energía para el mercado regulado recae en las diferentes Distribuidoras que

operan en el SEIN.

Al respecto, consideramos que las principales distorsiones en el mercado eléctrico peruano

generadas por atomizar la responsabilidad de contratar el suministro de energía para los

Usuarios Regulados son los siguientes:

7.6.1 Falta de aprovechamiento de economías de escala para definir la cantidad de energía

requerida para cada licitación

Si bien la Ley 28832 plantea como uno de los objetivos de las licitaciones generar economías de

escala, de forma abiertamente contradictoria permite que cada Distribuidor pueda convocar un

proceso de licitación de forma independiente y aislada, e incluso suscribir sin ningún tipo de

control los Contratos sin Licitación. De esta forma, se desaprovecha la posibilidad de ofertar

72 Informe CEPA

mayores bloques de energía y con ello mejores condiciones económicas en las licitaciones

aplicando economías de escala.

El hecho de que la Ley 28832 haya permitido que el Distribuidor pueda adherirse a un proceso

de licitación, no cambia en nada la situación, ya que al no constituir una obligación, el

Distribuidor válidamente podría optar por no integrarse al proceso de licitación, ya sea porque

realizará su propio proceso de licitación o porque le es conveniente suscribir un Contrato sin

Licitación.

Si bien las Distribuidoras en principio son las llamadas a determinar los requerimientos de

energía para su demanda regulada que deben ser licitadas, la subasta de pequeños bloques de

energía como es la demanda creciente de las Distribuidoras regionales en el Perú, no permitiría

lograr alcanzar un bloque de energía lo suficientemente grande como para promover nuevas

inversiones en centrales. De esta forma, inevitablemente o las subastas quedarían desiertas y

convocadas nuevamente con el consecuente incremento del precio, o únicamente serían

adjudicados generadores existentes, no lográndose con el objetivo previsto por la Ley 28832 que

es lograr nuevas inversiones de generación.

Ello no quiere decir que el Regulador debe sustituir la labor de las Distribuidoras, ya que estas

últimas deben suministrar la información al Regulador, con la finalidad de que esta última sobre

la base de criterios centralizados y uniformes valide la información remitida. El Regulador es la

entidad llamada a efectuar tal labor, ya que entre sus funciones se encuentra supervisar que las

distribuidoras garanticen la continuidad y calidad de suministro eléctrico para el servicio público

de electricidad.

Además, la centralización de las proyecciones de demanda por parte del Regulador, permitiría

identificar también las necesidades de corto plazo que se requieran, y se autorice la ejecución

de licitaciones de corto plazo, a fin de garantizar la continuidad y calidad del suministro eléctrico

de los Usuarios Regulados. De esta forma se permitiría tener un control de las necesidades

originadas por los desvíos en las proyecciones de largo plazo, y adoptar mecanismos eficientes

como es el de la Licitación, dejando atrás la situación actual en la que ningún Distribuidor opta

por las licitaciones de corto plazo y prefieren utilizar los Contratos sin Licitación, lo cual como

hemos explicado consideramos un incumplimiento de la Ley 28832, que exige como mecanismo

de contratación preferente los Contratos con Licitación.

El mismo problema que la regulación peruana tenía la Ley General de Servicios Eléctricos de

Chile, hasta antes de las importantes modificaciones aprobadas mediante Ley 20.805 de enero

del 2015, en la cual se establecía que cada distribuidora se encontraba facultada para licitar sus

requerimientos. Dicho esquema fue objeto de críticas en diversos estudios en los cuales se

afirmó que “el caso chileno no contempla agregación de la demanda lo que podría permitir

ventajas con el aprovechamiento de economías de escala con la consecuente reducción de

precios”.73

Con las modificaciones introducidas al mecanismo de licitaciones chileno mediante la Ley

20.805, se centraliza el proceso de licitación en sustitución a un esquema que privilegiaba que

73 Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica. Licitaciones ¿Fue un buen precio? Profesor : Hugh Rudnick. Año 2009. Santiago de Chile, p. 11

cada distribuidora buscara suministros en forma independiente74, al otorgarse al Regulador el

diseño de los procesos de licitación, incluyendo la definición de la demanda, precios y plazos.

En atención a lo expuesto, consideramos la conveniencia de recoger la experiencia de la

regulación chilena, y se otorgue como competencia del Regulador la centralización de los

requerimientos de energía requerida en el corto, mediano y largo plazo, sobre la base de la

revisión de la información remitida por las Distribuidoras.

Nuestra propuesta tiene como fundamento el hecho de que la Ley 28832 dispone que es

obligación del Distribuidor iniciar un proceso de Licitación con una anticipación mínima de tres

(3) años, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura de

contratos.

De acuerdo a ello, dado que la obligación de las Distribuidoras requiere ser monitoreada en

forma constante, pues de otra forma los daños serían irreparables para el mercado regulado,

corresponde incorporar un mecanismo de supervisión ex – ante y continuo, con la finalidad de

garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado, así como los otros

objetivos previstos por la Ley 28832 para las Licitaciones.

De la revisión de la normativa vigente tenemos que la Ley 26734 establece que Osinergmin tiene

por objetivo velar por el cumplimiento de la normatividad que regule la calidad y eficiencia del

servicio brindado al usuario. En el mismo sentido, el Reglamento General de Osinergmin

establece que el Regulador debe velar por la calidad y continuidad del suministro de energía

eléctrica.

En atención a lo expuesto, advertimos que la supervisión de la calidad, eficiencia y continuidad

del suministro de energía eléctrica para el mercado regulado, no sólo debe ser cumplida a través

de la aprobación de regulación ex – post que supervise el desempeño de la actividad de las

Distribuidoras, sino además con regulación ex – ante, dado que la eficiencia y oportunidad del

abastecimiento para el mercado regulado depende del diseño de las Licitaciones creadas por la

Ley 28832.

Una interpretación en contrario, condenaría la labor del Regulador a ser un mero observador de

como las condiciones diseñadas por las Distribuidoras para las Licitaciones tienen un impacto

negativo en la eficiencia del servicio brindado a los Usuarios Regulados, sin perjuicio de que los

objetivos previstos por la Ley 28832 no sean cumplidos y se conviertan en una mera declaración

de intenciones.

7.6.2 No hay incentivos o penalizaciones para que las Distribuidoras efectúen una óptima

proyección de demanda

El marco regulatorio no ha previsto ningún mecanismo de incentivo o penalización que asegure

la calidad de las proyecciones de demanda por parte de la Distribuidora, ya que el costo de la

energía conseguido a través de los Contratos con Licitación y Contratos sin Licitación son

directamente trasladados a los Usuarios, no habiendo una metodología definida para penalizar

al Distribuidor en caso de subcontratación o sobrecontratación de suministro de energía.

De acuerdo a ello, la única regla aparentemente disuasoria que contiene la Ley 28832 es la

referida a la obligación del Distribuidor de cubrir los requerimientos de la demanda regulada en

un horizonte de tres años, lo cual es objeto de supervisión por parte de Osinergmin. Al respecto,

74 Bustos Salvagano Javier. El Mercado de Contratos de Suministro Eléctrico en Chile. , p. 20

dado que un error en la proyección puede ser corregido con la suscripción de los Contratos sin

Licitación por parte de las propias Distribuidoras, consideramos que dicha medida disuasoria, en

realidad no tiene influencia alguna para que las Distribuidoras hagan sus mayores esfuerzos por

evitar errores en las proyecciones o lo que es lo mismo efectuar proyecciones de calidad.

Por otra parte, nada asegura que las Distribuidoras continuamente vengan realizando sus

proyecciones de demanda, a fin de conseguir contratos de suministro en forma oportuna, ya

que, a medida que se acerque el riesgo de desabastecimiento el precio de la energía que se

obtenga será mayor al que se hubiera contratado con anticipación.

Incluso el sustento técnico que justifica la necesidad de un proceso de licitación o la cantidad de

energía a subastar, al no ser objeto de validación por parte de ningún tercero, genera el riesgo

de que la licitación no refleje adecuadamente los requerimientos de energía de la demanda

regulada, aspecto que como hemos indicado es de singular importancia para el éxito de un

proceso de licitación, en términos de permitir el ingreso de nuevos actores en el mercado de

generación y precios eficientes. En el mismo sentido, tenemos el inconveniente que el referido

sustento técnico queda en conocimiento sólo de cada una de las Distribuidoras, a pesar de que

finalmente son los Usuarios Regulados los que finalmente sufrirán las consecuencias por el error

en las estimaciones, por lo que deberían tener derecho a una mayor participación en el proceso

previo a la licitación.

Otro aspecto que no debe perderse de vista es que la mayor parte de la demanda regulada es

atendida por Luz del Sur S.A.A y Enel Distribución Perú S.A.A., cuyos accionistas mayoritarios ya

sea tienen participación en empresas generadoras en operación o tienen activos de generación

de escala importante operados por la propia distribuidora, con lo cual tienen los medios para a

través de proyecciones pesimistas bloquear la necesidad de realizar licitaciones orientadas a

permitir el ingreso de nuevos actores al mercado mayorista.

Sobre la base de lo expuesto, consideramos la conveniencia de recoger la experiencia del

mercado chileno, que se alineo en este aspecto con otros mercados como Brasil y Panamá, y

dotar de competencia al Regulador para que en forma anual y sobre la base de la revisión de la

información remitida por las Distribuidoras, determine las proyecciones de demanda de los

Usuarios Regulados del SEIN. Dicho procedimiento al ser conducido por una entidad

administrativa debe ser aplicable los principios de transparencia y participación ciudadana.

7.6.3 La regulación otorga incentivos perversos a Las Distribuidoras para elegir mecanismos

contractuales que impidan el ingreso de nueva capacidad de generación o que generen

ineficiencias en los precios de suministro

De acuerdo a la legislación comparada, la remuneración del distribuidor debe permitir la

recuperación de los costes necesarios prudentemente incurridos, con una razonable

rentabilidad de los recursos financieros invertidos en una actividad de bajo riesgo e incentivando

una gestión eficiente de las mismas. Aplicado ello a nuestro país, tenemos que las distribuidoras

únicamente deberían encontrarse facultadas para percibir el Valor Agregado de Distribución con

su respectiva tasa de rentabilidad (a la fecha fijada en 12%), y participar como recaudador en la

cadena de pagos del precio a nivel generación y los peajes trasladados por los Usuarios

Regulados.

No obstante lo anterior, la Ley 28832 ha introducido como ingresos adicionales de las

Distribuidoras, en el ejercicio de su papel de comercializadoras, el factor de incentivo por

licitación anticipada y el 50% del ahorro entre el precio pactado en los Contratos sin Licitación y

los Precios en Barra fijados por el Regulador. Dichos ingresos extraordinarios tienen la

particularidad (y defecto), de que su cuantía será fijada por el Distribuidor, en función de la

estrategia comercial que adopte al momento de representar al mercado regulado en los

contratos suscritos en el mercado mayorista. A modo de ejemplo, la realidad en los últimos años

nos ha demostrado que las Distribuidoras han optado por preferir los Contratos sin Licitación a

los Contratos con Licitación, con la finalidad de recibir el diferencial correspondiente entre el

precio pactado y los Precios en Barra.

Debemos indicar que a fin de mejorar el esquema de contratación de suministro para el mercado

regulado, nuestra posición es eliminar el factor de incentivo, ya que los monopolistas de la

actividad de comercialización, léase las Distribuidoras, buscarán un mayor valor de dicho factor,

olvidando la búsqueda de los otros objetivos previstos por la Ley 28832 para las Licitaciones.

Con relación a ello, no debe olvidarse que las Distribuidoras no sufren penalización alguna por

el diseño deficiente de las Licitaciones, recayendo exclusivamente en los Usuarios Regulados,

los perjuicios económicos derivados de un inadecuado desarrollo de la Licitación, situación que

fácilmente puede comprobarse en la realidad, en la que hemos llegado al punto que los Precios

Firmes resultantes de las Licitaciones son notoriamente elevados con respectos a los Costos

Marginales del Mercado Mayorista.

Como se advierte, a pesar del carácter regulado de la actividad de distribución y comercialización

eléctrica, el propio marco normativo peruano crea el incentivo para que las Distribuidoras

tengan la potencialidad de generar ingresos adicionales no regulados, que son producto del

encargo de representar a los Usuarios Regulados en la compra de potencia y energía con los

respectivos Generadores, pero sin realizar inversión alguna.

Si bien la distribuidora tiene el derecho de generar ingresos no regulados por la ejecución de

otras actividades que le permita desarrollar su objeto social, constituye un claro caso de abuso

del derecho que los ingresos adicionales se generen por la adopción de políticas comerciales

ineficientes o que no contribuyan con el cumplimiento de las Licitaciones previstos por la Ley

28832, durante la representación de los Usuarios Regulados en la adquisición de potencia y

energía con los productores.

La Ley 28832 no sólo dispone asegurar el abastecimiento oportuno del suministro eléctrico a

través de las Licitaciones, sino que además requiere que el mismo debe ser eficiente,

correspondiendo por ello introducir las medidas regulatorias necesarias para garantizar, dado

que en la actualidad no existe ni una revisión ex – ante o ex – post de la oportunidad y eficiencia

de los Contratos con Licitación o Contratos sin Licitación, y menos aún de la verificación del

cumplimiento de los objetivos por la ejecución de las Licitaciones, los cuales se encuentran

contemplados en la Ley 28832.

Como hemos indicado anteriormente, consideramos un error haber entregado exclusivamente

a los monopolistas de la actividad de comercialización, el diseño del mecanismo de contratación

de suministro para Usuarios Regulados, a pesar de que la propia Ley 28832 califica de interés

público y responsabilidad del Estado el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro

eléctrico. El escenario se torna peor aún, se si tiene en cuenta que la propia regulación ha

introducido incentivos económicos que las Distribuidoras preferirán percibir antes que buscar la

oportunidad y eficiencia en los mecanismos contractuales, ya que el precio contratado es

trasladado íntegramente al Usuarios Regulado, sin que la Distribuidora sea castigada por una

gestión deficiente o inadecuada en su rol de comercializador.

Es importante mencionar que similar conclusión a la expuesta en el presente apartado se

consigna en el Informe ME-Comillas, en cual fundamentalmente considera que para evitar

conductas que distorsionan el desarrollo del mercado eléctrico por parte de las Distribuidoras,

lo recomendable es separar la actividad de distribución y comercialización. En defecto de ello,

el Informe ME-Comillas recomienda encargar al Regulador la definición de la estrategia para la

compra de potencia y energía para el mercado regulado.

De acuerdo a ello, nuestra propuesta es que en atención al carácter de monopolio legal de la

actividad de comercialización eléctrica, sea el Regulador el que tenga una participación activa

en la definición y supervisión de las modalidades de contratación para el mercado regulado

implementada por las Distribuidoras, a través de la aprobación de un Plan de Licitaciones, con

la finalidad de asegurar que las Distribuidoras cumplan con tener contratos de suministro con al

menos tres años de anticipación, la eficiencia y oportunidad en la contratación del suministro

del mercado regulado, y el cumplimiento de los objetivos de las Licitaciones contemplados en la

Ley 28832,

El referido Plan de Licitaciones constituiría un estudio periódico anual aprobado por el Estado a

través de Osinergmin, en su rol de responsable de asegurar el interés público de abastecer

oportuna y eficientemente el suministro eléctrico del mercado regulado, por el cual sobre la

base de un análisis centralizado de las proyecciones de demanda remitida por las Distribuidoras,

se aprueban los procesos de licitación que convocarán las Distribuidoras para cubrir la Demanda

Base y/o la Demanda Incremental, y a su vez asegurar el cumplimiento de los objetivos

establecidos en la Ley 28832.

La obligación de las Distribuidoras de remitir las proyecciones de demanda al Regulador, no sólo

se sustenta en el hecho de que son las entidades que mejor información disponen acerca de sus

requerimientos futuros de demanda regulada, sino además porque esa sería la forma en que

Osinergmin supervisaría que las Distribuidoras cumplan con lo establecido en el artículo 5.1 de

la Ley 28832, esto es, iniciar un proceso de Licitación con una anticipación mínima de tres (3)

años, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura de

contratos.

En otras palabras, nuestra propuesta de creación del Plan de Licitaciones, armoniza los roles

atribuidos por la normativa al Estado y las Distribuidoras, en materia de comercialización

eléctrica, ya que permite al Estado, en su rol de responsable del interés público de la actividad

de abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico, supervisar la oportunidad y

eficiencia en los mecanismos contractuales que la regulación permite utilizar a las Distribuidoras

para coberturar su demanda regulada. Adicionalmente, el Plan de Licitaciones permitirá que el

Estado considere durante su aprobación, el cumplimiento de los objetivos previstos para las

Licitaciones por la Ley 28832, tales como permitir el ingreso de nuevos competidores y la

efectiva competencia en el mercado de generación eléctrica, aspectos que el Distribuidor no

tiene la obligación de considerar al momento de diseñar y suscribir los mecanismos

contractuales para cubrir su demanda regulada.

En concreto, el Plan de Licitaciones se realizaría sobre la base de las siguientes reglas:

- Informar anualmente al regulador la demanda requerida base (DB), así como la demanda requerida incremental por crecimiento de la demanda (DC), para cada uno de los años, durante un horizonte de 10 años.

- Los contratos suscritos y fechas de término. Se deberán incluir a los contratos con y sin licitación.

- La calendarización de las licitaciones, para cada uno de los años, de forma que cada cuota de la demanda cumpla con ser licitada con 3 años de anticipación.

- Para efectos de la calendarización y los requerimientos de demanda, se deberá cumplir que la DB sea contratada con generadores existentes mientras que DC sea contratada con proyector de generación.

- El distribuidor podrá modificar su plan de licitaciones, previa aprobación de Osinergmin, y debidamente justificado. La suscripción de Contratos sin Licitación queda como mecanismo de último recurso, en caso las Licitaciones no permitan cubrir los requerimientos subastados.

- En caso que la Distribuidora no remita la información de la proyección de demanda, no remita el Plan de Licitaciones u Osinergmin desapruebe este último, o incumpla la ejecución del Plan de Licitaciones, la Distribuidora perderá el derecho de incorporar el factor de incentivo al que hace referencia el artículo 10° de la Ley 28832, sin perjuicio de las sanciones a que hubiera lugar. Ello es así porque considerando el carácter obligatorio que tendrá el Plan de Licitaciones, las Distribuidoras que no remitan la información de proyección de demanda, no remitan su propuesta de Plan u Osinergmin desapruebe este último, o incumplan el Plan de Licitaciones, lógicamente no podrán realizar Licitaciones al margen del citado Plan o con términos y condiciones a las aprobadas, no habiendo por tanto posibilidad de recibir el factor de incentivo por otro medio. Indudablemente, si nuestra propuesta es que los términos y condiciones de los procesos de Licitación sean validados por Osinergmin a propuesta de las Distribuidoras, el otorgamiento del factor de incentivo ya no puede ser automático por la sola ejecución de la Licitación, sino que debe responder al esfuerzo del Distribuidor por conseguir la aprobación de su propuesta de Plan y acreditar el cumplimiento del mismo.

8 PROBLEMÁTICA Y ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN

8.1 PROBLEMÁTICA De lo expuesto en los términos de referencia, las reuniones llevadas a cabo con el Osinergmin durante la presente Consultoría y las conclusiones del Consultor producto de su experiencia y la revisión del marco legal vigente, consideramos que la principal problemática para incentivar el desarrollo de proyectos de generación a través del mecanismo de licitaciones se encuentra asociada a los siguientes conceptos:

8.1.1 Desarrollo de proyectos de generación

Conforme fue explicado en las secciones anteriores, el actual sistema de licitaciones no permite el desarrollo de proyectos de generación, debido a que los generadores instalados terminan desplazando a los proyectos en las licitaciones.

Ello se encuentra acreditado luego de comparar la potencia de los proyectos de generación que no cuentan ingresos garantizados con las unidades de generación existente que en su gran mayoría han sido adjudicadas en las licitaciones de largo plazo (Ver tablas 12, 13, 14, 15 y 16)

8.1.2 La falta de participación de proyectos renovables

En las actuales licitaciones de suministro, llevadas a cabo en el marco de la Ley 28832, no es posible la participación de proyectos que hagan uso de fuentes renovables, tal como la energía fotovoltaica o eólica, debido a que el sistema de contratación utilizado en las licitaciones se basa en potencia firme, siendo la energía contratada una consecuencia de la potencia contratada.

Cabe señalar que los generadores eléctricos sólo pueden suscribir contratos de suministro de energía eléctrica hasta el límite de su potencia y energía firmes:

“Artículo 3.- De los contratos

3.1 Ningún generador podrá contratar con Usuarios Libres y Distribuidores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga contratadas con terceros.”

En el sistema de licitaciones implementado, un generador al cual se le haya asignado un valor de potencia firme, puede participar libremente, negociar y celebrar contratos de suministro. No es así, si se trata de un generador RER que no cuenta con potencia firme. Por este motivo, las RER parten con la desventaja de tener que “adquirir” potencia firme de terceros, encareciendo y afectando sus ingresos, y por tanto, no pueden participar actualmente de las licitaciones.

Tabla 23. Criterios vigentes para determinar la Potencia Firme por tecnología

Tecnología Potencia Firme Definiciones

Termoeléctrica P*(1-FIF) P: potencia efectiva en bornes del

generador

FIF: indisponibilidad mensual

FP: Factor de presencia mensual.

Pcg: potencia media mensual en

modo cogeneración de todas las

horas del mes.

Hidroeléctrica y

RER Hidroeléctrica

P que puede sostener por 7 horas con

95% de persistencia hidrológica en

estiaje multiplicado por FP

Cogeneración, RER

Biomasa y RER

Geotermia

Pcg*k + P*(1-FIF)*(1-k)

Fotovoltaica/Eólica

CERO k: fracción del mes en modo

cogeneración

Inclusive, en el supuesto que la normativa eléctrica les reconociera potencia firme y pudieran participar de las licitaciones, su alta exposición al costo marginal, debido a que tendrán que pagar el costo marginal por los retiros que efectúen durante los períodos que no generen electricidad para atender a sus contratos de suministro, les genere un importante riesgo que deberán trasladarlo en el precio, o simplemente la imposibilidad de participar en el proceso de Licitación por tener que incurrir en costos prohibitivos.

8.1.3 Recuperar la señal de precios

Es importante que las tarifas se constituyan en una señal de precios para la demanda, de forma que se desincentive el consumo cuando el costo de generación se eleve debido a sequías, incremento del costo de los combustibles, entre otras razones.

La existencia de contratos de suministro de largo plazo, suscritos con generadores existentes, conforme fue indicado en las secciones anteriores, ha contribuido con la desvinculación entre el Precio a Nivel Generación - PNG y los precios del mercado de corto plazo. Los ingresos de los generadores dependen de los contratos de suministro y son casi indiferentes a los precios del mercado spot.

El origen de este problema es la coexistencia de dos tipos de precios del gas natural75, (i) el primero utilizado para actualizar los precios de los contratos de suministro, el cual toma como referencia precios muy cercanos a los verdaderos valores del precio medio del gas natural, y (ii) el segundo utilizado para la operación del sistema y consistente en la declaración de precios del gas natural, que sirve para la determinación del Costo Variable Combustible de las Centrales Térmicas y, por tanto, su orden de prelación en el despacho económico del COES. En este último los valores en muchos casos se aproximan a cero (0), conforme se detalla en parte del acta de declaración de precios de gas natural correspondiente a Engie que efectúa anualmente ante el COES:

75 Establecidos mediante Decreto supremo N° 016-2000-EM y sus modificatorias.

Fuente: COES

La declaración de precios del gas natural cercanos a cero (0) para el mercado de corto plazo, es una clara demostración de la actual desvinculación entre los precios contractuales y los precios del mercado de corto plazo. De este modo se crea la percepción de la paradoja de costos marginales bajos y precios contractuales altos, es decir que los precios aplicables a los usuarios regulados se incrementan a pesar de existir un exceso de oferta, tal como se muestra en la figura siguiente.

Fuente: Osinergmin/COES

8.1.4 Revolver el problema de la sobre contratación de los distribuidores.

Los distribuidores presumiblemente con el objeto de maximizar sus ingresos a través del Factor de Incentivo a la Contratación Anticipada, contrataron una importante cantidad de su potencia mediante contratos de largo plazo, sin evaluar si ello era necesario considerando la incertidumbre del crecimiento de la demanda, ni si resultaba lo más conveniente para los Usuarios Regulados. Asimismo, en algunos casos incluyeron demanda de sus usuarios libres, exponiéndose a comprometerse a comprar potencia para este segmento de clientes sobre el cual no gozan de un derecho monopólico, y que por tanto en cualquier momento pueden decidir migrar a ser suministrados por un generador eléctrico.

Complementariamente a esta falta de planificación adecuada de contratación de la demanda de los usuarios regulados (y libres), se agrega un elemento adicional de incertidumbre en la demanda de las distribuidoras consistente en el segmento de clientes con máximas demandas anuales de entre 200 kW y 2 500 kW, los cuales pueden migrar libremente entre las categorías de Usuario Libre y Usuario Regulado76, pudiendo contraer o expandir sus requerimientos de suministro de manera significativa en plazos muy cortos.

En ese sentido, además de la retracción en el crecimiento de la demanda observado durante los últimos años, se viene generando un proceso de migración de los consumidores eléctricos inicialmente regulados a la categoría de Usuarios Libres, con el propósito de aprovechar los

76 Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo Nº 022-2009-EM.

costos marginales bajos producto de la declaración de precios de gas natural – véase la sección anterior-.

Inclusive, existen generadores que teniendo suscritos contratos de suministro con las distribuidoras promueven la contratación con estos clientes, los cuales dejan de ser clientes regulados de los distribuidores a pesar de haber sido parte de la demanda tomada en cuenta al momento de suscribir los contratos de las licitaciones. Es decir, los distribuidores mantienen la obligación de pagar por Potencia Firme, a pesar de que no se consuma producto de la migración del cliente a la categoría de libre, a los mismos generadores que ahora son los nuevos suministradores de sus antiguos clientes.

Es decir, además de los problemas asociados a la sobrecontratación de los distribuidores producto de una inapropiada planificación, se viene apreciando un defecto en las reglas del mercado eléctrico, pues si bien no es incorrecto que los generadores compitan con los distribuidores por la demanda de los Usuarios Libres, sí puede resultar incorrecto que los generadores mantengan el derecho de cobrar por la potencia firme vinculada a la atención de estos clientes, pues de esta forma cobrarían cuasi doblemente: (i) por la Potencia Firme contratada con los distribuidores que consideraba la atención del cliente que luego migraron; y (ii) por la Potencia Firme contratada con los nuevos Usuarios Libres (que migraron de la categoría de Usuarios Regulados).

Es importante mencionar que la problemática descrita se encuentra perfectamente acreditada con la demanda de amparo interpuesta por la empresa Luz del Sur contra diversas empresas de generación eléctrica, en la que la Distribuidora sustenta que estas últimas han cometido un abuso del derecho al captar clientes cuya demanda estaba cubierta con los Contratos Con Licitación suscritos entre las generadoras demandadas y Luz del Sur.

Mantenerse indiferente frente a la problemática descrita implica la inobservancia del principio de neutralidad previsto en el Reglamento General de Osinergmin

De otro lado, para reducir el riesgo de que las tarifas aplicables a los Usuarios Regulados varíen bruscamente debido a que la totalidad de los contratos venzan y ajusten sus precios al mismo tiempo, a la vez que para reducir la exposición del distribuidor a tener en algún momento sobre o sub contrataciones, es recomendable que el proceso de contratación de la demanda sea programado de manera escalonada en el tiempo.

8.1.5 Las fórmulas de actualización

Las fórmulas de actualización de los contratos de suministro tienen por propósito reducir el riesgo que enfrenta la parte vendedora del PPA sobre aquellos insumos cuyos costos afectan el valor del contrato en el tiempo, respecto de los cuales no existe ninguna o una muy limitada capacidad de control, como ocurre por ejemplo con los combustibles cuyos precios están fuertemente influenciados en el tiempo por la interacción de la oferta y la demanda en los mercados internacionales.

Conforme se desprende de lo anterior, de no existir estas fórmulas de actualización, los postores en la licitación tratarían de predecir las variables inciertas que afectan su oferta, y debido a que dicha predicción siempre estará sujeta a errores, los postores castigarán el precio para internalizar los riesgos no controlables, encareciendo las ofertas para incorporar este riesgo.

Por este motivo, resulta más eficiente trasladar al comprador mediante las fórmulas de actualización aquellas fuentes de riesgo más importantes y menos controlables por parte de los generadores, de forma que las ofertas económicas en la licitación sean menos onerosas.

En particular en el caso de los contratos de suministro para comprender las principales fuentes de riesgo que enfrente un generador, se debe entender que el activo de generación eléctrica se

constituye en una opción física cuyo precio de ejercicio es igual al costo variable de producción de la central eléctrica que respalda el contrato.

En ese sentido, son relevantes para el contrato las siguientes variables:

Costo variable: es el costo de producir electricidad cuando se ejerza la opción, si bien involucran costo combustible y costo no combustible, el primero es el que generalmente domina al costo variable. A su vez el costo combustible es proporcional al precio del combustible utilizado por la central eléctrica.

Costos marginales: En los períodos en que la central vinculada al contrato de suministro no inyecte energía al SEIN, sea porque el COES no la incluya en el despacho económico o porque se encuentre indisponible, no será posible ejercer la opción y, por tanto, se deberán efectuar compras en el mercado de corto plazo a costo marginal para atender el contrato de suministro. Estos costos marginales, a su vez se vinculan con los precios de los otros combustibles utilizados pare generar electricidad.

La utilización de las fórmulas de actualización es particularmente importante en los contratos de largo plazo, pues la mayor duración de los contratos incrementa los riesgos de los postores y, por tanto, el precio. Para los contratos de corto plazo, los riesgos son más controlables, por el menor plazo de vigencia, por lo que los generadores podrían internalizar dicho riesgo en los precios de las subastas.

Actualmente, las reglas de las licitaciones de largo plazo permiten que los oferentes propongan una fórmula de indexación para los precios de energía que involucra como indexadores las siguientes variables: precio local del petróleo diésel, precio local del petróleo residual, precio local del gas natural, precio del carbón, inflación de EEUU y tipo de cambio.77

Al respecto, se ha manifestado preocupación en cuanto a si efectivamente los indexadores propuestos por los oferentes responden a su estimación de aquellas variables que puedan afectar el costo de honrar sus contratos (en particular sus costos de producción y los costos que

77 Anexo 1 del Procedimiento de Licitaciones

supongan las compras en el mercado de corto plazo) o si éstos responden a una estrategia especulativa; ello debido a que existen generadores que en sus fórmulas de actualización contractuales han incluido combustibles distintos al que utilizan en su proceso de generación.

Complementariamente, otro aspecto sobre el cual se ha manifestado preocupación se vincula con el criterio de adjudicación únicamente basado en el precio inicial ofertado, sin considerar su posible evolución en el tiempo. Es decir, se reconoce la necesidad de incorporar en las reglas de selección de ofertas, algún criterio que minimice para el comprador la probabilidad de efectuar una selección adversa entre las diferentes ofertas de venta que se puedan realizar.

8.1.6 Discrecionalidad y predictibilidad

Los procesos deben encontrarse bajo niveles de discrecionalidad controlables, de forma que cada una de las decisiones que se tomen puedan ser motivadas y auditadas, debido a que se encuentra en juego el suministro de energía eléctrica de los usuarios regulados. Sin embargo, debido a que a la fecha todas las principales decisiones han estado supeditadas a la voluntad de los distribuidores, sin ninguna obligación de justificar sus decisiones, se puede considerar que existe un alto grado de discrecionalidad y falta de predictibilidad.

Al respecto es importante que los procesos de licitación sean predecibles, de forma tal que los interesados en desarrollar proyectos de generación eléctrica puedan prever las medidas necesarias para invertir en el mercado en beneficio de los consumidores generando así mayor posibilidad de competencia por el mercado.

No obstante, debido a que a la fecha los distribuidores deciden el cómo, cuánto y cuándo licitar, los generadores toman conocimiento de las licitaciones solamente con la publicación de la expresión de interés de las distribuidoras, y no antes, lo que ocasiona que el tiempo del que disponen resulte insuficiente para efectuar los estudios necesarios para la toma de decisiones de inversión en proyectos de generación, y en ese sentido, las reglas actuales carentes de un programa de licitaciones conocido con suficiente anticipación se constituyen en una limitante para lograr los objetivos de la Ley 28832.

8.2 ALTERNATIVAS En la sección anterior se ha descrito la principal problemática del actual sistema de contratación vía licitaciones, que se resume en la siguiente tabla. En la misma tabla, se mencionan las medidas que de forma general se considera permiten atender la problemática y que se sustentan en la revisión efectuada de los estudios previamente realizados por Osinergmin y la revisión de la experiencia internacional.

Tabla 24. Problemática Descripción Medida recomendable

Desarrollo de proyectos de generación

El sistema actual de licitaciones pone en desventaja a los nuevos emprendimientos de generación eléctrica al hacerlos competir con activos de generación en operación.

Efectuar licitaciones diferenciadas, unas destinadas a promover proyectos de generación con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda, y otras destinadas a generación existente con la finalidad de atender la demanda existente.

Participación de fuentes renovables de energía (RER)

El sistema actual no permite la participación de proyectos basados en RER debido a que se les exige como obligación disponer de potencia firme y suministrar energía durante las 24 horas del día.

Establecer productos a licitar que permitan participar a las renovables diferenciando obligaciones de potencia y de energía. Complementariamente, se puede también establecer reglas de

obligación de suministro limitadas a las cantidades producidas.

Recuperación de la señal de Precios

La contratación de prácticamente la totalidad de la demanda a plazos muy largos no permite trasladar las señales de precios de escasez o abundancia a la demanda.

Limitar las licitaciones vinculadas a la generación existente a contratos con plazos de suministro de hasta seis años (incluye período de carencia).

Sobrecontratación de las distribuidoras

Las distribuidoras al no realizar un estudio que demuestre sus necesidades de contratación futuras, supeditadas a los riesgos que implica el bloque de usuarios que pueden optar por ser libres y regulados, se exponen a quedar sobrecontratados.

Elaborar un Plan de Licitaciones de entre cuatro a diez años vista basado en un estudio de demanda y de vencimiento de las obligaciones contractuales.

Fórmulas de actualización

Las fórmulas de indexación propuestas por los postores no se vinculan necesariamente con los combustibles que utilizan para generar electricidad. Asimismo, no se consideran estas fórmulas en el proceso de selección de ofertas durante el proceso de adjudicación.

En el caso de proyectos de generación limitar las fórmulas de actualización al costo combustible del proyecto y a la evolución de los costos marginales en el SEIN. Asimismo, utilizar estas fórmulas como parte de la selección de ofertas durante el proceso de adjudicación.

Discrecionalidad y predictibilidad

Las distribuidoras no motivan con suficiente anticipación sus necesidades de contratación lo que reduce la posibilidad de competencia de parte de nuevos proyectos.

Publicar un Plan de Licitaciones vinculante, de manera anual, el cual se actualizaría anualmente, de ser el caso, si así lo solicita un Distribuidor, debidamente fundamentado.

A continuación, en las siguientes secciones efectuaremos el planteamiento de alternativas de solución para la referida problemática.

8.2.1 Alternativa 0 (Escenario Base)

Esta alternativa consiste en no efectuar modificación alguna a la normativa de Osinergmin que

regula las licitaciones de largo plazo.

En este escenario, se mantendría la problemática ya descrita, es decir un sistema que no

promueve proyectos de generación orientados a la atención del servicio público de electricidad,

en el cual no puede competir la tecnología renovable y que, a su vez, permite la suscripción de

contratos bilaterales y contratos con generadores existentes a largo plazo, ocasionando la

sobrecontratación de los distribuidores y la desvinculación de los precios de los contratos y el

costo marginal.

Al no realizar cambio alguno, no se requeriría establecer alguna regla especial para tratar los contratos de suministro ya vigentes y cuya expiración se dará durante los próximos años, respecto de los nuevos contratos adjudicados.

Tabla 25 Evaluación de la Alternativa 0-Solución de problemática

Problemática Ventajas Desventajas

Proyectos de generación No resuelto.

Proyectos renovables No resuelto.

Señal de precios (Cmg) No resuelto.

Sobrecontratación No resuelto.

Fórmulas de actualización No resuelto.

Discrecionalidad y

predictibilidad

No resuelto.

Contratación Resuelto.

Tabla 25 Evaluación de la Alternativa 0

Agente involucrado Beneficio Costo

Usuarios regulados Ninguna

Mayores tarifas esperadas debido

a: i) la limitada competencia, ii)

desalineamiento de incentivos de

las distribuidoras con el objetivo de

menores precios y mayor inversión

en generación eléctrica, iii)

selección adversa de ofertas para

contratos de largo plazo.

Empresas distribuidoras Ninguna.

Problema de sobrecontratación por

falta de un planeamiento de

licitaciones.

Empresas Generadoras Ninguna

Limitada capacidad de los proyectos

de generación, especialmente RER,

para participar de las licitaciones de

suministro.

Pérdida de la señal de precios que

afecta los costos marginales.

Osinergmin Ninguna.

Limitada capacidad para dar

cumplimiento a los objetivos de la

Ley 28832: inversión oportuna en

generación, tarifas competitivas

que aseguren el servicio público de

electricidad, promover economías

de escala, promover soluciones de

mercado.

8.2.2 Alternativa 1

Esta alternativa consiste en mantener el sistema de contratación actual de potencia con

obligación de energía asociada durante las 24 horas de cada día del año, pero incorporando la

obligación de establecer un Plan de Licitaciones con carácter vinculante, que deberá ser

presentado por las distribuidoras y aprobado por Osinergmin anualmente, el cual contemplará

una programación de licitaciones que progresivamente permitan abastecer la demanda

regulada.

Conjuntamente con la incorporación del Plan de Licitaciones, se efectuará la separación de los

procesos de licitación destinados a Generación Instalada y a Proyectos de Generación, siendo

que en los primeros se competirá para la asignación de la demanda base (existente) y en los

segundos para el crecimiento esperado de la demanda.

Asimismo, esta alternativa contempla definir topes en el periodo de carencia y en los plazos

contractuales, diferenciando entre subastas para Generación Instalada y los Proyectos de

Generación. Como anteriormente se analizó, los Proyectos de Generación requieren de períodos

de carencia y plazos contractuales amplios. Esto no es así para la Generación Instalada.

La figura siguiente, muestra conceptualmente cómo se distribuirían las licitaciones en el tiempo.

Figura 7.

Esta alternativa satisface la necesidad de promover proyectos de generación, pues se prevé una

demanda que será satisfecha por Proyectos de Generación, previo concurso entre estos

únicamente.

La diferenciación entre Proyectos de Generación y Generación Instalada no necesariamente

desincentivará el desacople de los costos marginales del sistema con los precios de los contratos,

debido a que se mantendrá la posibilidad de dos precios del gas natural tal como ocurre ahora,

uno para la actualización de los contratos y otro para declaración de precios en el mercado de

corto plazo.

El establecimiento de un Plan de Licitaciones debería evitar la sobrecontratación de los

distribuidores, más aún porque toda la demanda del sistema no estará contratada a largo plazo

innecesariamente.

Esta alternativa no enfrenta el problema de acceso a las licitaciones de las centrales que utilizan

generación renovable, ni tampoco la percepción de que los indexadores seleccionados por los

postores sean los que realmente se requieren para enfrentar el riesgo del precio de sus

combustibles y del costo marginal del mercado de corto plazo. Igualmente, no permite

minimizar la posibilidad de seleccionar una oferta costosa en el caso de contratos de largo plazo.

Cabe señalar que la ventaja de este mecanismo está en que no se requeriría establecer alguna regla especial para tratar los contratos de suministro ya vigentes y cuya expiración se dará durante los próximos años, respecto de los nuevos contratos adjudicados.

De cara a las problemáticas identificadas en el marco regulatorio correspondiente a los procesos de licitación, tenemos los siguientes resultados:

Tabla 26

Evaluación de la Alternativa 1-Solución de problemática

Proyectos de generación Resuelto

Proyectos renovables No resuelto. Las renovables no

pueden participar porque no

cuentan con potencia y porque

asumen el riesgo del Cmg

durante las 24 horas del día.

Señal de precios (Cmg) Parcialmente resuelto Se mantiene el problema de

dos precios del gas natural, uno

para los contratos y otro para el

Sobrecontratación Resuelto

No resuelto. Se mantiene el

problema de CH con FA de

combustibles líquidos.

Discrecionalidad Discusiones para la definición

del PL y los topes.

Contratación Resuelto

Por otra parte, con relación a los stakeholders de los procesos de licitación, se generan las siguientes ventajas y desventajas:

Tabla 27 Evaluación de la Alternativa 1-Ventajas y desventajas para stakeholders

Usuarios regulados

Tarifas esperadas que reflejen

mejor los costos de suministro

debido a: i) incremento de la

competencia, ii) alineamiento de

incentivos de las distribuidoras con

objetivo de menores precios y

mayor inversión en generación

eléctrica.

Selección adversa de ofertas para

contratos de largo plazo que no

garanticen mínimo costo de

suministro.

Posibilidad que ante problemas de

déficit de inversión en generación

la tarifa se incremente, aunque de

manera atenuada como resultado

de la contratación escalonada en el

tiempo de la demanda a ser

atendida con generación existente.

Empresas distribuidoras

Menor exposición a

sobrecontratación como resultado

de aplicar un planeamiento de

licitaciones de suministro.

Esfuerzo adicional para mantener y

procesar periódicamente una base

de datos que permita elaborar el

plan de licitaciones.

Empresas Generadoras

Mejora en las condiciones para

asegurar contratos de largo plazo

que permitan financiar los

proyectos de generación.

Las RER mantienen una limitada

capacidad para participar de las

Osinergmin

Mayor capacidad para dar

Necesidad de incrementar sus

recursos para gestionar y dar fuerza

al plan de licitaciones.

mercado.

8.3 ALTERNATIVA 2: La alternativa 2 es la misma alternativa 1, pero con un mecanismo de reconocimiento de

potencia firme que permita participar de las licitaciones a las tecnologías RER.

¿De dónde proviene la potencia para las tecnologías RER? La potencia provendría del mercado

de transferencias de potencia del COES. Todos los generadores integrantes del COES, son

responsables por los retiros de potencia que realicen sus clientes (sean Distribuidores o Clientes

Libres). Los generadores aportan a la bolsa de potencia los ingresos por potencia recaudados a

través de sus contratos de suministro, luego el COES reparte los recursos de la bolsa de potencia

de conformidad con lo establecido en el Procedimiento Técnico COES PR-30 “Valorización de las

Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado de

Transmisión”, aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 092-2015-OS/CD. En ese caso, se

entiende que mediante transferencias de corto plazo se estaría asegurando la adquisición de

potencia firme de terceros en caso de ser necesaria. Esta interpretación implica que se deje sin

efecto el Procedimiento Técnico COES N° 36 “Potencia firme disponible y mínima potencia firme

disponible para licitaciones de largo plazo”, la única limitante debiera ser en este caso que no se

podría contratar más allá de la potencia efectiva estimada por el COES para los proyectos de

generación78.

Si bien esta opción permite la participación de los proyectos RER, la desventaja está en que para que el supuesto base de disponibilidad de potencia firme a ser adquirida en transacciones de corto plazo se cumpla, debe existir algún mecanismo regular que asegure que existirá la potencia firme real79 que requiere el sistema de manera permanente (como por ejemplo algún mercado de capacidad de largo plazo o la implementación regular de las licitaciones previstas en el Reglamento que incentiva el incremento de la capacidad de generación eléctrica dentro del marco de la Ley N° 29970, aprobado por Decreto Supremo N° 038-2013-EM). Es decir, la implementación de esta alternativa está supeditada a acciones ajenas al alcance de Osinergmin.

78 Esta limitación tiene por finalidad simplemente no asignar en cada intervalo de mercado (actualmente 15 minutos) a una central cuya potencia efectiva sea por decir 100 MW, más energía que la equivalente a dicha potencia. Esto no supone ningún riesgo para el abastecimiento del sistema en tanto la potencia firme existente en el SEIN sea la suficiente para abastecer su máxima demanda de manera confiable. Ello puesto que en este esquema es el sistema el que asegura la Potencia Firme necesaria a través de mecanismos ajenos a los contratos de suministro de electricidad, pasando estos simplemente a ser contratos por energía y cuyo pago de potencia solo tiene por finalidad recaudar lo necesario para pagar a toda la potencia firme asegurada en el SEIN. 79 Hacemos esta acotación, en vista que el mecanismo actual de transferencias de potencia firme establecido en el Reglamento de la LCE considera que en caso no se disponga de potencia firme suficiente para cubrir la máxima demanda más la reserva, se pueden relajar las exigencias de seguridad de suministro e incrementar artificialmente la potencia firme de las centrales de generación, sin considerar el efecto que este relajamiento ocasiona en la seguridad de suministro; pues el mecanismo solo busca repartir el dinero recolectado de los usuarios del servicio eléctrico.

Adicionalmente, debería existir un mecanismo de reconocimiento de los costos marginales a las tecnologías RER, que mitigue la incertidumbre de asumir los retiros de sus clientes en los períodos que no operen y, por tanto, deban comprar la energía al costo marginal del sistema.

Tabla 28 Evaluación de la Alternativa 2- Solución de problemática

Proyectos de generación Resuelto

Proyectos renovables Resuelto

Señal de precios (Cmg) Parcialmente resuelto Se mantiene el problema de

dos precios del gas natural, uno

para los contratos y otro para el

Sobrecontratación Resuelto

Fórmulas de actualización No resuelto. Se mantiene el

problema de CH con FA de

combustibles líquidos

del PL, los topes, por el

reconocimiento de la Potencia y

acusaciones de discriminación

por la compensación del Cmg.

Contratación Resuelto

Usuarios regulados

Tarifas esperadas que reflejen mejor

los costos de suministro debido a: i)

incremento de la competencia, ii)

alineamiento de incentivos de las

distribuidoras con objetivo de

menores precios y mayor inversión

en generación eléctrica.

Selección adversa de ofertas para

contratos de largo plazo que no

garanticen mínimo costo de

suministro.

Empresas

distribuidoras

Menor exposición a

que permitan financiar los proyectos

de generación, incluidas RER.

Necesidad de establecer un

mecanismo regular de provisión de

potencia firme a nivel del SEIN.

Osinergmin

generación, tarifas competitivas que

aseguren el servicio público de

electricidad, promover economías de

escala, promover soluciones de

mercado.

al plan de licitaciones.

8.4 ALTERNATIVA 3: Se constituye en una modificación de la alternativa 1, adoptando la migración a un sistema de

productos basados en bloques de energía firme con potencia asociada similar al modelo

chileno80, sin distinguir entre Generación Instalada y Proyectos de Generación. Asimismo, se

establecería que sólo en uno de estos bloques se adquiría potencia firme y energía firme.

Todos los bloques implican obligaciones anuales y dentro de cada bloque la energía consumida

se repartiría en proporción a las energías contratadas. La potencia asociada se establece para

efectos de definir un límite de potencia vinculado a la energía a facturar en cada intervalo de

mercado que utilice el COES para las transferencias de energía, que podría determinarse

utilizando el factor de carga del distribuidor y hasta el límite de la potencia efectiva de la central

vinculada al contrato de suministro.

Asimismo, con la finalidad de no afectar los derechos de los contratos existentes bajo el modelo

de potencia firme con energía asociada, se establecería que estos tienen prioridad en la atención

de la demanda de los distribuidores, quedando la demanda residual a ser asignada a los nuevos

contratos por bloques de demanda.

Un ejemplo de segmentación de bloques podría ser el que se muestra en la siguiente figura, en

la cual se efectúa una diferencia estacional y por horas de suministro, pero sería Osinergmin

quien debiera establecer los bloques de energía a tenerse en cuenta.

Figura 8.

80 El cual también fue recomendado en el estudio efectuado por Consorcio AF Mercados EMI – Deloitte & Touche S.R.L., “Reforzamiento de la implementación de la planificación de la generación eléctrica”. No se considera la alternativa de hacer uso de un modelo similar al brasileño debido a que en aquél el distribuidor tiene la posibilidad de transar con terceros en el mercado eléctrico la energía producida por los generadores RER y no demanda propiamente por el distribuidor contratante. De este modo la obligación de adquirir todo lo generado por un proyecto RER no ocasiona mayor perjuicio al usuario final. En el caso peruano, un contrato como el escrito (que también aplica en Panamá) basado en la obligación de compra de toda la producción RER supondría crear un orden de prelación en la asignación de la energía consumida por el distribuidor que favoreciera al generador RER, quedando la energía residual a ser distribuida entre el resto de generadores.

La ventaja de este modelo es que cada generador está en capacidad de adecuar sus ofertas a su

perfil esperado de producción; es decir, por ejemplo, las centrales hidroeléctricas pueden

comprometerse a suministrar más energía en épocas de avenida que en estiaje, las centrales

termoeléctricas seguramente ofrecerían más energía en estiaje que en avenida, y las centrales

renovables pueden distribuir su oferta en los bloques horarios diarios de acuerdo con su perfil

esperado de producción. De este modo se reduce el riesgo de compra en el mercado spot, a la

vez que se promueve la participación de centrales RER en las licitaciones.

Aquellas centrales que deseen contar con contratos a lo largo de todo el año y no solo

estacionalmente, o a lo largo de ciertos bloques horarios, debieran efectuar ofertas atadas, es

decir en las cuales no es posible asignar su oferta de manera independiente en cada bloque.

La desventaja es que esta alternativa no garantiza el desarrollo de los proyectos de generación,

pues estos proyectos al participar conjuntamente con la generación existente, como ya se ha

explicado, estarían en situación de desventaja.

De igual modo, dado que la generación instalada podría seguir vendiendo su electricidad a largo

plazo de manera innecesaria, se mantendría el problema de potencial sobrecontratación de

potencia de los distribuidores y la desvinculación de los precios contractuales con el costo

marginal.

Adicionalmente, el mecanismo de adjudicación en este caso se complica respecto del actual basado sólo en el “mínimo precio ofertado”, pues la asignación se debe realizar mediante modelos matemáticos que evalúen las combinaciones de ofertas factibles para la cobertura de la demanda y seleccionen aquella que asegure el menor costo conjunto para la atención de la demanda. Dichos costos deben considerar además el impacto de las fórmulas de indexación propuestas a lo largo del contrato. Asimismo, al contarse con múltiples productos, se requiere de un precio máximo diferenciado para cada uno de ellos.

Tabla 30 Evaluación de la Alternativa 3- Solución de problemática

Proyectos de generación No hay garantía de que los

adjudicatarios serán proyectos.

Proyectos renovables Resuelto

Señal de precios (Cmg) Se pueden seguir generando

contratos de largo plazo con

generación existente.

Sobrecontratación

Se pueden seguir generando

contratos de largo plazo con

generación existente.

Fórmulas de actualización No resuelto.

del Plan de Licitaciones, los

bloques y el mecanismo de

adjudicación.

Contratación Complejidad para migrar del

sistema de contratación actual

al nuevo esquema de

contratación.

Usuarios regulados

Tarifas esperadas que reflejen mejor

los costos de suministro debido a: i)

incremento de la competencia, ii)

alineamiento de incentivos de las

distribuidoras con objetivo de

menores precios y mayor inversión en

generación eléctrica.

Empresas

distribuidoras

Menor exposición a sobrecontratación

como resultado de aplicar un

planeamiento de licitaciones de

suministro.

Empresas

Generadoras

asegurar contratos de largo plazo que

permitan financiar los proyectos de

generación, incluidas RER.

Necesidad de establecer un

mecanismo regular de provisión de

potencia firme a nivel del SEIN.

Osinergmin

cumplimiento a los objetivos de la Ley

28832: inversión oportuna en

generación, tarifas competitivas que

aseguren el servicio público de

electricidad, promover economías de

escala, promover soluciones de

mercado.

recursos para; i) gestionar y dar

fuerza al plan de licitaciones, ii)

establecer precios máximos

diferenciados por bloque de

demanda.

Necesidad de elaborar un modelo

de adjudicación del tipo

combinatorio y posiblemente

efectuar proyecciones propias para

los precios de combustibles.

8.5 ALTERNATIVA 4: La alternativa 4 es la misma alternativa 1, que incorpora el Plan de Licitaciones, la separación de

los procesos de licitación (de demanda base y crecimiento de demanda, para Generación

Instalada y Proyectos de Generación, respectivamente), así como la definición de topes en el

periodo de carencia y en los plazos contractuales dependiendo del tipo de licitación.

Adicionalmente, para cada licitación, se hará la segmentación en bloques, como en la alternativa

Asimismo, se considera la modificación de la fórmula de indexación de precios de energía para

los contratos suscritos con Proyectos de Generación, de esta manera, se utilizará una fórmula

de actualización que esté vinculada a: (i) al costo variable por la energía generada y (ii) al costo

marginal por los retiros de energía. Dicha fórmula se aplicaría con frecuencia mínima trimestral

y máxima anual, según se establezca en las bases de la licitación.

𝐹𝐴 = 𝑎𝐶𝑉

𝐶𝑉0+ 𝑏

𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

Donde: “a” y “b” = Factores de ponderación que representan la cantidad de horas al año que el proyecto suministrará energía a sistema y aquellas en los cuales no operará y sólo realizará retiros, respectivamente. Donde a + b = 1. CV = CVo se calcularía considerando los precios obtenidos de aplicar el costo medio del gas natural considerando los precios de boca de pozo, transporte y distribución al momento de la convocatoria. En ningún caso el valor de CV en el tiempo excedería del que correspondiese al costo medio antes indicado. CMg = Costo marginal del mercado de corto plazo.

Si bien los factores a y b podrían ser ofertados, es recomendable que Osinergmin establezca

estos factores considerando las horas de operación que eficientemente se esperaría de cada

tecnología. Estos factores podrían ser definidos periódicamente por Osinergim (p.e. cada 4

años), si así lo considera. Los factores vigentes al momento de cada licitación se incluirían en el

contrato de suministro y se mantendrían invariables a lo largo de su vigencia.

Hacemos notar, que consideramos innecesario hacer uso de la inflación extranjera y del tipo de

cambio, en vista que los precios de los combustibles líquidos se rigen por las cotizaciones del

mercado internacional y, por tanto, si bien pueden estar publicados en soles reflejan los precios

internacionales. Asimismo, en el caso del carbón y el gas natural los precios se calculan

directamente en dólares y se convierten a moneda local haciendo uso del tipo de cambio.

Finalmente, al derivarse los costos marginales a partir de los costos variables, estos también

reflejan los precios internacionales de los combustibles, a la vez que los costos variables no

combustibles, pues estos de acuerdo con los procedimientos COES se determina en Dólares

Americanos y se convierten a soles para su aplicación en el despacho económico.

Para los contratos suscritos con Generación Instalada, se propone que estos no sean por plazos

mayores a seis (06) años, incluyendo el período de carencia, y que se utilicen las mismas

fórmulas de indexación aprobadas por Osinergmin en la Fijación de Precios en Barra. Para el

componente del Gas Natural, se utilizará el mismo criterio que el de los Proyectos de

Generación.

Ciertamente esta alternativa resuelve la necesidad de promover proyectos de generación, así

como de abrir el mercado para los proyectos de generación RER.

La desventaja que mantiene es la pérdida de simplicidad en el proceso de adjudicación y la

necesidad de establecer precios máximos diferenciados para cada bloque de energía.

De cara a las problemáticas identificadas en el marco regulatorio correspondiente a los procesos

de licitación, tenemos los siguientes resultados:

Tabla 32 Evaluación de la Alternativa 4-Problemáticas-- Solución de problemática

Proyectos de generación

Resuelto

Proyectos renovables

Resuelto

Señal de precios (Cmg)

Resuelto

Sobrecontratación

Resuelto

Discrecionalidad

Discusiones para la definición

del Plan de Licitaciones, los

bloques y los topes.

Contratación

Complejidad para migrar del

sistema de contratación actual

al nuevo esquema de

contratación.

Tabla 33

Evaluación de la Alternativa 4-Ventajas y desventajas para stakeholders Agente involucrado Beneficio Costo

Usuarios regulados

eléctrica.

Menor exposición a

proyectos de generación, incluidas

Adecuación a un nuevo sistema de

indexación de precios.

Osinergmin

mercado.

recursos para; i) gestionar y dar

fuerza al plan de licitaciones, ii)

establecer precios máximos

diferenciados por bloque de

demanda.

Necesidad de elaborar un modelo

de adjudicación del tipo

combinatorio y efectuar

proyecciones propias para los

precios de combustibles y costos

marginales.

8.6 ALTERNATIVA 5 Producto de las reuniones y opiniones sostenidas con los especialistas de Osinergmin, el

Consultor propone la presente alternativa que es adicional a las cuatro alternativas presentadas

en el informe 2.

Al respecto, se propone que el Regulador en el ejercicio de su función de aprobar los términos

y condiciones de los procesos de Licitación atribuida por la Ley 28832, adecúe la Norma

Licitaciones de Largo Plazo, el modelo de contrato de suministro y las fórmulas de actualización

de las ofertas adjudicadas, para que proyectos de generación y generación instalada concurran

en procesos de licitación diferenciados, con la finalidad de conseguir la ejecución de nuevos

proyectos y recuperar la señal de precios. De esta forma se estaría dando cumplimiento al

artículo 4.1 de la Ley 28832, al dictar medidas regulatorias que promuevan el desarrollo de

nuevas inversiones en generación y la competencia por el mercado entre generadores viejos y

nuevos.

De otro lado, se mantiene la facultad del Distribuidor, en lo que respecta a la oportunidad en

que debe convocarse el proceso de licitación, plazos de suministro y magnitud de potencia y

energía que será licitada. No obstante ello, con la finalidad de cumplir con el artículo 4.1 de la

Ley 28832, en lo que respecta a aprovechar las economías de escala, se propone que en caso se

estén desarrollando dos o más licitaciones, Osinergmin tenga la facultad de acumular los

bloques de electricidad licitados por las Distribuidoras entre los diferentes postores que se han

presentado a las licitaciones, como si se tratara de un solo proceso de licitación.

Por otra parte, se deberá mantener la contratación conjunta de potencia y energía, originando

ello la imposibilidad de licitar bloques de demanda especiales que fomentaran la participación

de proyectos con recursos energéticos renovables. Sin perjuicio de lo expuesto, a fin de aminorar

la referida barrera de acceso al mercado para los titulares de proyectos de generación RER, se

propone permitir que los postores con centrales que utilizan recursos renovables puedan

participar en los procesos de licitación acreditando acuerdos con terceros para la adquisición de

la potencia firme (nuestra propuesta fue solicitada infructuosamente por diversos postores en

la última licitación de suministro del año 2015)

Cabe señalar que la imposibilidad de disgregar la demanda requerida en varios bloques de

energía y/o potencia, permite que el nuevo procedimiento sea sencillo y por lo tanto difícil de

que tenga vacíos que den origen a actuaciones discrecionales por parte del Regulador.

En lo que respecta a la subcontratación o sobrecontratación por parte de las Distribuidoras, se

recomienda que el Regulador, en el ejercicio de sus función supervisora, apruebe un

procedimiento de supervisión, con la finalidad de verificar que las Distribuidoras cumplan con

garantizar el abastecimiento de su mercado regulado mediante las licitaciones conforme lo exige

el artículo 5.1 de la Ley 28832.

Tabla 34 Evaluación de la Alternativa 5-Problemáticas-- Solución de problemática

Proyectos de generación

Resuelto

Proyectos renovables

Parcialmente resuelto. Para participar en las subastas

los titulares de proyectos RER

incrementarán sus ofertas por

la potencia que deban adquirir

de terceros

Señal de precios (Cmg)

Parcialmente resuelto.

Los generadores existentes

podrán seguir suscribiendo

contratos de largo plazo

Sobrecontratación

Resuelto.

Resuelto

Discrecionalidad

Resuelto

Contratación

Resuelto

Tabla 35

Evaluación de la Alternativa 5-Ventajas y desventajas para stakeholders Agente involucrado Beneficio Costo

Usuarios regulados

eléctrica.

Menor exposición a

de aplicar la supervisión continua

de licitaciones de suministro.

de datos que permita remitir la

información requerida por

Osinergmin en el marco del

procedimiento de supervisión

proyectos de generación, incluidas

Adecuación a un nuevo sistema de

indexación de precios.

Osinergmin

mercado.

al procedimiento de supervisión.

Necesidad de efectuar

proyecciones propias para los

precios de combustibles y costos

marginales.

8.7 RESUMEN DE IMPACTOS, BENEFICIOS Y DESVENTAJAS DE CADA ALTERNATIVA Esta sección comprende, tanto el análisis de los impactos como la comparación de las

alternativas propuestas.

Cabe señalar que una evaluación cuantitativa de los costos y beneficios de cada opción de

política no resulta viable dentro de los plazos del presente estudio, a la vez que se encuentra

fuera de sus alcances, por cuanto requeriría de efectuar el desarrollo de un modelo del equilibrio

del mercado eléctrico sobre la base del análisis de los parámetros de preferencias y aversión al

riesgo de los agentes, así como de algún supuesto de su organización. Ello per se constituye en

un estudio independiente que requeriría previamente de la validación de dicho modelo de

equilibrio del mercado, para posteriormente aplicarlo para evaluar cómo se ve afectado al

cambiar las reglas de operación del mismo (como es el caso del cambio en las reglas de las

licitaciones).

En tal sentido, cada opción de política fue evaluada considerando criterios de carácter

cualitativo, con la posibilidad de que las opciones sean comparables, para así elegir la que

mayores beneficios brinde.

Análisis Costo - Beneficio. Ofrece una herramienta robusta para evaluar si los beneficios de una

opción cumplen o exceden sus costos asociados y permite que distintas opciones alternativas se

puedan comparar de una manera consistente.

Para la evaluación de cada criterio, se utilizó la escala de la siguiente tabla:

Tabla 36 Escala de Criterios de Evaluación

Beneficios Costos

3 2 1 0 -1 -2 -3 Alto

beneficio/ relativo a escenario base.

Moderado beneficio/ relativo a escenario base.

Bajo beneficio/ relativo a escenario base.

No presenta un cambio

sustancial con respecto al escenario base.

Bajo costo/ relativo a escenario base.

Moderado costo/ relativo

a escenario base.

Alto costo/ relativo a escenario base.

Nota: la escala de impacto se ha evaluado conforme a las ventajas y desventajas que presenta cada opción. Escala 1 muestra una ventaja y/o desventaja como máximo, escala 2 muestra dos ventajas y/o desventajas y escala 3 muestra tres ventajas y/o desventajas como mínimo. Fuente: Gerencia de Políticas de Análisis y Estudios Económicos (GPAE) de Osinergmin. Elaboración: DGT – Osinergmin.

Para que una alternativa resulte más atractiva que otra y pueda ser implementada, se espera

que la suma de puntos por criterios de los beneficios sea mayor que el de costos (para ello se

consideran valores absolutos).

Se considera que el costo incurrido se caracteriza según lo siguiente:

Bajo, si su implementación no requiere de mayor esfuerzo que la expedición de la

normatividad de parte de Osinergmin y no supone mayores cambios respecto de los

procedimientos hoy en día seguidos, ni la creación de nuevas herramientas ni

capacidades.

Medio, si su implementación requiere no solo de la expedición de normas a nivel de

Osinergmin, sino también el desarrollo de nuevas herramientas y capacidades de su

parte, tales como modelos de optimización destinados a seleccionar mejores ofertas, su

implementación mediante software y la capacitación que dicha herramienta implique

tanto a su personal como de las empresas que participen de los procesos de licitación.

Alto, si su implementación requiere la expedición de normativa fuera de las facultades

de Osinergmin, y que por lo tanto requiere de un mayor esfuerzo tanto en tiempo como

en capacidad de persuasión debido a que al ser cambios con un mayor alcance legal

afectan la estructura del mercado y, por tanto, suele presentar mayor resistencia.

Se considera que el beneficio logrado se caracteriza según lo siguiente:

o Si mantiene las desventajas competitivas entre generación existente y nueva,

así como la exclusión de la generación RER de las licitaciones, limitando la

posibilidad de nueva inversión en generación y de competencia entre iguales.

o La tarifa lograda no refleja los costos de cada generador, al mantener la

competencia desigual entre generación nueva y existente, mientras se excluye

a la RER. La selección de ofertas costosas no mejora significativamente.

o La inclusión de la generación RER no permite capturar sus costos de desarrollo

en beneficio del usuario regulado.

Medio:

o Si incrementa la capacidad de competencia de la generación nueva pero se

excluye a la generación RER.

o La tarifa lograda refleja los costos de cada generador, al evitar la competencia

desigual entre generación nueva y existente, mientras se excluye a la RER.

o La inclusión de la generación RER permite capturar parcialmente sus costos de

desarrollo en beneficio del usuario regulado, debido a que la expone a otros

costos producto de riesgo significativo de compra en el mercado spot.

o La confiabilidad del suministro de la demanda está sujeto a una alta exposición

de no contar con reserva de potencia que la garantice.

o Si incrementa la capacidad de competencia de la generación existente y se

incluye a la generación RER.

o La tarifa lograda refleja los costos de cada generador, al evitar la competencia

desigual entre generación nueva y existente, e incluye a la RER.

o La inclusión de la generación RER permite capturar sus costos de desarrollo en

beneficio del usuario regulado con baja exposición al riesgo en el mercado spot.

o La confiabilidad del suministro de la demanda está sujeto a una baja exposición

de no contar con reserva de potencia que la garantice.

o La selección de ofertas costosas se minimiza.

Los criterios evaluados son los establecidos en la Ley 28832, más otros que surgieron durante

las discusiones con el equipo de Osinergmin. El detalle se muestra en la Tabla 35 y se concluye

que las alternativas ordenadas de mejor a peor son las siguientes:

Cabe señalar que la alternativa 2 resulta menos deseable que la alternativa 1 debido a que su

efectividad requiere del desarrollo de normas complementarias que aseguren potencia firme

para todo el SEIN. Asimismo, es de mencionar que en general la implementación de las

alternativas no implica costos significativos pues se vinculan con ajustes normativos y el manejo

de información de la que disponen tanto las distribuidoras como Osinergmin; solo aquellas

alternativas que consideran la implementación de sistemas nuevos de adjudicación basados en

energía requieren de un esfuerzo adicional para generar las nuevas herramientas y capacitar a

los agentes en el nuevo programa.

Tabla 37

Evaluación Costo - Beneficio

Criterio Alternativa 0 Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Alternativa 4 Alternativa 5

Beneficio Costo Beneficio Costo Beneficio Costo Beneficio Costo Beneficio Costo Beneficio Costo

Asegurar inversión para

garantizar suministro 0 0 3 -1 2 -1 3 -1 3 -1 2 -1

Asegurar tarifa

competitiva 0 0 2 -1 2 -1 1 -1 3 -1 2 -1

Determinar precios por

soluciones de mercado 0 0 2 -1 2 -1 3 -1 3 -1 3 -1

Propiciar competencia 0 0 2 -1 2 -1 2 -1 3 -1 2 -1

Abastecer la demanda

regulada 0 0 3 -1 2 -1 3 -1 3 -1 3 -1

Ampliar la oferta para

incluir RER 0 0 0 0 2 -3 2 -1 3 -1 1 -1

Minimizar probabilidad

de sobrecontratación 0 0 3 -1 3 -1 3 -1 3 -1 3 -1

Mejorar la predictibilidad

de las licitaciones 0 0 3 -1 3 -1 3 -1 3 -1 3 -1

Adecuar las fórmulas de

indexación a los costos

del suministrador

0 0 0 0 0 0 0 0 3 -2 3 -1

Minimizar probabilidad

de seleccionar ofertas

costosas

0 0 0 0 0 0 2 -2 3 -2 3 -2

Total 0 0 16 -7 18 -10 22 -10 30 -12 28 -11

Beneficio más Costo 0 9 8 12 18 17

9 PROPUESTA DE ADECUACIÓN DE LA NORMATIVA INFRALEGAL

(REGLAMENTOS Y PROCEDIMIENTOS DE OSINERGMIN) PARA

INCENTIVAR EL INCREMENTO DE NUEVA CAPACIDAD DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA Y TARIFAS EFICIENTES PARA LOS

USUARIOS REGULADOS

De acuerdo al numeral 3.1.1 de los Términos de Referencia se requiere la elaboración de una

propuesta de modificación normativa a nivel reglamentario, con la finalidad de mejorar el

mecanismo actual para las licitaciones de suministro, en incentivo al desarrollo de nuevos

proyectos de generación y manejo de riesgo entre las partes que lo suscriban, que permita que

las tarifas de generación eléctrica que remuneren los usuarios regulados sean más eficientes. En

Anexo 1 se adjunta la propuesta de modificación del Reglamento de Licitaciones, con la finalidad

de hacer viable la alternativa 4 presentada en el capítulo anterior, la cual a nuestro criterio,

permite solucionar la mayor parte de los problemas involucrados con las Licitaciones.

Por otra parte, el numeral 3.1.2 de los Términos de Referencia requiere que el Consultor

presente una propuesta de modificación de los procedimientos y/o normas de Osinergmin con

la finalidad de incorporar las mejoras en el mecanismo de contratación de suministro eléctrico

para los Usuarios Regulados, en el marco de la Ley 28832 o aquella que la modifique, en el marco

del presente servicio de consultoría, considerando como mínimo los siguientes aspectos:

- Tratamiento de los nuevos proyectos de generación y de la generación existente.

- Análisis de manejo de riesgos de las partes en los contratos.

- Análisis de impacto de la propuesta.

- Análisis de beneficio de la propuesta.

Al respecto, conforme a la alternativa 5 analizada en el apartado 8 del presente informe, para

dar cumplimiento a lo requerido proponemos las siguientes medidas:

a) La creación del Procedimiento de supervisión de la ejecución de licitaciones de suministro

de electricidad en el marco de la Ley N° 28832 por parte de Osinergmin,,

b) La adecuación del Procedimiento de Licitaciones de Largo Plazo, estableciendo la

contratación de la demanda en dos licitaciones (destinadas a atender la demanda existente

y crecimiento de demanda, para Generación Instalada y Proyectos de Generación,

respectivamente), así como la definición de topes máximos en el periodo de carencia .

Asimismo, para los contratos suscritos con Proyectos de Generación se utilizará una fórmula

de actualización que esté vinculada: (i) al costo variable por la energía generada y (ii) al costo

marginal por los retiros de energía. Los contratos de corto plazo utilizarán las fórmulas de

indexación aprobadas por Osinergmin en la Fijación de Precios en Barra.

A continuación, sustentaremos en detalle cada una de las medidas propuestas, habiéndose

incluido en el sustento los aspectos que como mínimo exigen el numeral 3.1.2 de los Términos

de Referencia.

9.1 CREACIÓN DEL PROCEDIMIENTO QUE SUPERVISA LA EJECUCIÓN DE LICITACIONES DE

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD POR PARTE DE LAS DISTRIBUIDORAS La experiencia comparada demuestra que el Estado debería ser activo en el diseño de proceso

de licitación de suministro para Usuarios Regulados, sobre la base de la información

proporcionada por las Distribuidoras. No obstante, de una interpretación literal de Ley 28832,

se ha institucionalizado la práctica de que las Distribuidoras, sin ningún tipo de control, son las

que tienen la responsabilidad y facultad de convocar las Licitaciones, indicando la Potencia y

Energía a subastar y determinar las fechas de inicio y término del suministro.

De acuerdo a ello, si bien nuestra propuesta de modificación no puede alterar las

responsabilidades atribuidas por ley a las Distribuidoras, sí resulta necesario armonizar dichas

facultades que tiene el Distribuidor con la obligación del Estado establecida en el artículo 2° de

la Ley 28832, en el extremo que es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el

abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de

Electricidad.

En ese sentido, dado que la ejecución de las Licitaciones tiene una influencia directa en el

abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico de los Usuarios Regulados,

corresponde al Estado adoptar las disposiciones para verificar ex – ante y ex – post la

oportunidad y eficiencia de las Licitaciones. Debe recordarse que las Distribuidoras no tienen la

obligación de procurar que las Licitaciones promuevan el ingreso de nueva generación eléctrica,

ni tampoco proponer fechas de inicio y término de suministro apropiados para la energía

proveniente de fuente nueva o de fuente existente.

Sobre la base de lo expuesto, con la finalidad de supervisar de forman constante y homogénea

que las Distribuidoras utilicen preferentemente las Licitaciones de Suministro de Electricidad,

para la cobertura de su mercado regulado proponemos la creación de un procedimiento de

supervisión, cuya viabilidad legal será objeto de análisis en los próximos apartados.

a) Licitaciones con una anticipación mínima de tres (3) años

De conformidad con el artículo 1º de la Ley Nº 2769981, toda acción u omisión que implique

incumplimiento a las leyes, reglamentos y demás normas bajo el ámbito de competencia del

Osinergmin constituye infracción sancionable.

De conformidad con los literales b) y c) del artículo 5º de la Ley 2673482, Osinergmin debe

fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos

de concesiones eléctricas y otras establecidas por la ley, así como, supervisar y fiscalizar que las

actividades de los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería se desarrollen de

acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.

Conforme al artículo 5.1 de la Ley No. 2883283, es obligación de las empresas distribuidoras

iniciar un proceso de Licitación con una anticipación mínima de tres (3) años, a fin de evitar que

la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura de contratos. Nótese que la Ley

81 Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería 82 Ley del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería 83 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

28832 no indica que es un derecho, facultad o atribución de la distribuidora iniciar el proceso de

licitación, sino que lo cataloga como una obligación.

Evidentemente, no había necesidad de que el legislador de la Ley Nº 28832 disponga que en

caso de incumplimiento del artículo 5.1 de la Ley 28832, Osinergmin debía sancionar a la

distribuidora, ya que, de la interpretación sistemática con la Ley 27699, es claro que la obligación

del Distribuidor contemplada en el artículo 5.1 de la Ley 28832, se encuentra dentro del ámbito

de supervisión de Osinergmin, al amparo de la Ley Nº 27699.

Por otra parte, con relación a la eficacia mediata o inmediata del artículo 5.1 de la Ley Nº 28832,

es evidente su carácter autoaplicativo84, debido a que se trata de una obligación de hacer

impuesta por el ordenamiento a la Distribuidora que no requiere de mayores especificaciones o

precisiones adicionales para exigir su cumplimiento.

De acuerdo a ello, en caso la Distribuidora no cumpla con convocar licitaciones con la

anticipación mínima de tres (3) años, se genera la obligación de Osinergmin de iniciar el

respectivo procedimiento sancionador, en el ejercicio de la competencia atribuida por la Ley

27699, de fiscalizar y supervisar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y demás normas del

sector eléctrico por los concesionarios.

No se trata de una facultad discrecional de Osinergmin supervisar el cumplimiento de la

obligación contemplada en el artículo 5.1 de la Ley 288322 y de ser el caso la imposición de

sanción en caso de incumplimiento, ya que el artículo 65.185 de la Ley 27444 establece que el

ejercicio de la competencia es una obligación directa del órgano administrativo que la tenga

atribuida como propia.

En tal sentido, Osinergmin cuenta con la facultad para aprobar un procedimiento de supervisión

del cumplimiento del Art. 5.1 de la Ley 28832.

b) Licitaciones con una anticipación superior a tres (3) años

Es muy probable que en el momento en que Osinergmin efectué su acción de supervisión, el

Distribuidor tenga previsto convocar Licitaciones en un periodo superior al mínimo de tres (3)

años contemplado en el artículo 5.1 de la Ley 28832. Ante este escenario, surge la duda de i) si

84 De acuerdo a la Sentencia del Tribunal Constitucional recaida en el expediente 01893-2009-

PA/TC (fundamento jurídico 3), se entiende por normas heteroaplicativas, a aquellas que luego

de su entrada en vigencia, requieren indefectiblemente de un acto de ejecución posterior para

poder ser efectivas; por ende, la posible afectación del derecho no se presenta con la sola

entrada en vigencia de la norma, sino que necesariamente requiere de un acto concreto de

aplicación para que proceda el amparo a fin de evaluar su constitucionalidad. En sentido

contrario, las normas autoaplicativas pueden ser definidas como aquellas que llevan

incorporadas en sí mismas un acto de ejecución, de modo tal que la posible afectación al derecho

se produce con la sola entrada en vigencia de la norma; es decir, que este tipo de normas con

su sola entrada en vigencia crean situaciones jurídicas concretas, no siendo necesario actos

posteriores y concretos de aplicación para que genere efectos.

85 Artículo 65.- Ejercicio de la competencia 65.1 El ejercicio de la competencia es una obligación directa del órgano administrativo que la tenga atribuida como propia, salvo el cambio de competencia por motivos de delegación o evocación, según lo previsto en esta Ley.

el Distribuidor tiene la obligación de declarar que efectuará licitaciones por periodos superiores

al mínimo legal; y, b) en el caso que lo declare, si debe sancionarse al Distribuidor, en caso no

convoque la Licitación en el momento en que se comprometió.

Al respecto, el artículo 4.1 de la Ley 28832 establece que el proceso de Licitación será llevado a

cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones

en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y

asegurar el abastecimiento del mercado regulado.

Si Osinergmin no es competente para proponer o controlar que la oportunidad en que sea

convocada la Licitación, garantice el cumplimiento de los fines descritos en el artículo 4.186; se

entiende que es la Distribuidora, como supuesta titular del derecho de diseñar el proceso de

Licitación, la que debe garantizar el cumplimiento de los fines de la licitación.

En tal sentido, lo que declare la distribuidora bajo el procedimiento de supervisión del

Osinergmin, de conformidad con el artículo 85º del Reglamento General de Osinergmin87, la

información proporcionada por las Distribuidoras tiene el carácter de declaración jurada, y por

lo tanto Osinergmin la toma como verdadera al amparo del principio de presunción de

veracidad88 y el artículo 42.1 de la Ley 2744489, con lo cual será considerada al momento en que

Osinergmin apruebe los términos y condiciones del proceso de Licitación, de acuerdo a lo

establecido en el artículo 6.2 de la Ley 28832.

En ese sentido, si la Distribuidora no cumple con convocar la Licitación en el momento en que

se comprometió o lo hace en términos distintos a los informados, dicha acción debe ser objeto

de sanción administrativa, al haber dado información falsa o incompleta al Regulador, conforme

lo establece el artículo 87º del Reglamento General de Osinergmin.90

Una vez acreditada su viabilidad legal, a continuación, desarrollaremos los principales aspectos

del procedimiento de supervisión:

86 Sobre la base de la interpretación literal de que las Distribuidoras tienen la facultad absoluta para diseñar los procesos de licitación. 87Aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM Artículo 85.- Carácter de la Información presentada a OSINERG Toda la información que se presente o proporcione a los funcionarios de un ORGANO DE OSINERG tendrá el carácter de declaración jurada 88 Ley 27444 1.7 Principio de presunción de veracidad.- En la tramitación del procedimiento administrativo, se presume que los documentos y declaraciones formulados por los administrados en la forma prescrita por esta Ley, responden a la verdad de los hechos que ellos afirman. Esta presunción admite prueba en contrario. 89 Artículo 42.- Presunción de veracidad 42.1 Todas las declaraciones juradas, los documentos sucedáneos presentados y la información incluida en los escritos y formularios que presenten los administrados para la realización de procedimientos administrativos, se presumen verificados por quien hace uso de ellos, así como de contenido veraz para fines administrativos, salvo prueba en contrario 90 Artículo 87.- Sanciones a la Presentación de Información Falsa. Quien a sabiendas proporcione a un ORGANO DE OSINERG, información falsa u oculte, destruya o altere información o cualquier libro, registro o documento que haya sido requerido por el ORGANO DE OSINERG, o sea relevante para efectos de la decisión que se adopte, o sin justificación incumpla los requerimientos de información que se le haga, o se niegue a comparecer, o mediante violencia o amenaza, impida o entorpezca el ejercicio de las funciones del ORGANO DE OSINERG, será sancionado por éste con multa no menor de una UIT ni mayor de 100 UITs, sin perjuicio de la responsabilidad penal que corresponda. La multa se duplicará sucesiva e ilimitadamente en caso de reincidencia.

9.1.1 Periodicidad para la supervisión de la ejecución de Licitaciones

Siendo que la oferta y demanda esperada del SEIN es proyectada en forma anual durante el

proceso de fijación de precios en barra (el informe del Subcomité de Generadores del COES por

mandato de la LCE y el RLCE es entregado en el mes de noviembre del año anterior al de la

fijación), creemos apropiado que la supervisión de la ejecución de las Licitaciones tenga la misma

periodicidad. De esta forma, resulta conveniente que el procedimiento de entrega de la

información por parte de las Distribuidoras se desarrolle en el primer trimestre de cada año.

9.1.2 Objetivos del procedimiento de supervisión

La supervisión periódica de la ejecución de Licitaciones por parte de las Distribuidoras, tiene los

siguientes objetivos generales:

a) Supervisar que las Distribuidoras cumplan con la obligación legal prevista en el artículo

5.1 de la Ley 28832

Dejar relegado el papel del Estado a un mero espectador en los procesos de aprovisionamiento

de electricidad para el mercado regulado, significa aceptar que el Estado nada pueda hacer

frente a un inadecuado diseño de un proceso de Licitación, pese a que se prevé que tal diseño

puede provocar distorsiones de larga duración y difícil solución en el sector eléctrico (como la

experiencia nos ha demostrado), ya que como resultado de las Licitaciones, se suscriben

acuerdos contractuales por hasta 20 años que deben ser ejecutados y respetados pese a su

manifiesta inconveniencia o efectos contrarios a los establecidos por la Ley 28832.

b) Fomentar la transparencia y predictibilidad en la actividad de comercialización para la

compra y venta de energía y/o potencia para los Usuarios Regulados, al identificar de

forma sustentada y anticipada los procesos de Licitación que serán convocados por las

Distribuidoras

La remisión de información periódica por parte de las Distribuidoras no sólo servirá para que el

Regulador supervise que las Distribuidoras cumplan con ejecutar las Licitaciones.

Adicionalmente, procediendo con su publicación en el portal web del Regulador, se genera

predictibilidad y coadyuva en el proceso de decisión de las inversiones en el mercado de

generación, ya que de esta manera los inversionistas pueden planificar con seguridad y

anticipación los estudios, las acciones financieras y societarias necesarias para participar en los

procesos de licitación destinadas a Proyectos de Generación.

c) Promover la competencia por el mercado y el ingreso de nuevos proyectos de

generación, a través del reconocimiento de plazos y productos diferenciados para los

titulares de centrales de generación existentes y nuevos proyectos de generación

eléctrica

Proponemos que las Distribuidoras presenten sus informes de proyección de demanda

distinguiendo entre la Demanda Base y la Demanda Creciente. Ello con la finalidad de que pueda

distinguirse las Licitaciones para las Centrales de Generación Instalada y las Licitaciones para

Proyectos de Generación, lo cual promoverá la competencia por el mercado al reconocerse que

los generadores existentes tienen ventajas competitivas respecto de los proyectos de nueva

generación.

9.1.3 Entrega de información para la supervisión de Osinergmin

Considerando que las Distribuidoras son los Agentes que mejor información disponible tienen

acerca de la Demanda Base y Demanda Creciente de sus Usuarios Regulados así como las

llamadas por ley a iniciar un proceso de licitación, es indispensable contar con información

oportuna y de calidad para que el Regulador pueda supervisar que las Licitaciones cumplan con

los objetivos previstos por la Ley 28832.

En tal sentido, con la finalidad de garantizar la efectividad de los principios de predictibilidad y

transparencia, es necesario que el procedimiento de supervisión establezca la entrega de la

información que las Distribuidoras deben remitir al Regulador y su oportunidad de entrega, de

acuerdo al siguiente detalle:

a) Proyección de la demanda de potencia y energía segmentada para clientes regulados

menores que 200kW y usuarios entre 200kW y 2500 kW conectados a la red de

distribución. Asimismo, de considerar oportuno la distribuidora, la demanda de los

usuarios libres que proponga incluir en la licitación.

b) Registro de demanda histórico de los Usuarios Regulados menores que 200 kW y

mayores que 200 kW, que abarque el periodo comprendido entre los (10) años

anteriores y el mes inmediatamente anterior a la entrega del informe, y de ser el caso,

la absolución de observaciones correspondiente.

c) Información de los Contratos de Suministro suscritos, con indicación de la fecha de inicio

y término del suministro, puntos de suministro, cantidad de potencia y/o energía

contratada y período de carencia.

d) Programación de las Licitaciones para nueva generación eléctrica.

e) Programación de las Licitaciones para generación existente

9.1.4 Incumplimiento por parte de las Distribuidoras

Las Distribuidoras únicamente podrán convocar las licitaciones cuya ejecución hayan sido

informadas a Osinergmin, en el marco del procedimiento de supervisión. En caso las

Distribuidoras no cumplan con lo informado a Osinergmin, corresponde aplicar las sanciones por

la entrega de información errónea o falsa previstas en el Reglamento General de Osinergmin

9.1.5 Ejecución de las Licitaciones informadas por el Distribuidor

La relación de licitaciones que el Distribuidor presente al Osinergmin, contiene los mecanismos

que permitarán garantizar la cobertura contractual de la demanda de los Usuarios Regulados.

Dentro de esta demanda está la Demanda Base y la Demanda Incremental. Respecto de los

proyectos de generación, si estos se licitan y no se adjudican, el siguiente año se acumulan y

tendrían que volver a licitar. De igual forma, con relación a la Demanda Base, si no esta no se

adjudica se tendrá que adjudicar en el siguiente año, a menos que el Período de Carencia sea

menor a tres años, en cuyo caso el Distribuidor deberá señalar que procederá con la suscripción

de contratos bilaterales y licitaciones de corto plazo, cuyo plazo de suministro.

9.2 ADECUACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LICITACIONES DE LARGO PLAZO

9.2.1 Incorporación de cronogramas diferenciados

Se propone que el cronograma de los procesos de Licitación sea diferenciado para los casos en

que se requiera subastar energía proveniente de fuente nueva (crecimiento de la demanda) y

energía proveniente de fuente antigua (demanda base).

Para los casos de Licitación de energía nueva se propone contar con cronogramas lo

suficientemente amplios con la finalidad de otorgar un tiempo prudencial a los potenciales

interesados para ejecutar los procesos internos y externos que hagan viable su participación en

el proceso competitivo en óptimas condiciones; entre las cuales tenemos el acuerdo de

accionistas de la sociedad, acuerdos de pre – financiamiento, búsqueda de socios locales o

extranjeros, due diligence de la regulación local, entre otros. Tampoco debe olvidarse que de

resultar Adjudicatario un nuevo agente en el mercado de generación eléctrica, debe otorgarse

un periodo prudencial para el caso en que sea necesario crear una sociedad de propósito

específico que suscribirá el contrato de suministro.

Sobre la base de ello, tomando como referencia los cronogramas de los procesos de licitación

de suministro de energía conducidos por Proinversion (energía de centrales hidroeléctricas) y

Osinergmin (subastas RER), proponemos que el proceso de licitación tenga una duración no

menor de seis (06) meses.

A diferencia de las Licitaciones de energía nueva, para las Licitaciones de energía vieja se

propone contar con cronogramas cortos, ya que, en estos casos, al tener la central de generación

en operación, no se requiere de procesos largos para decidir su participación en el proceso

competitivo. De esta forma, nuestra propuesta es que el proceso de licitación tenga una

duración máxima de cuatro (04) meses.

Por otra parte, en relación a las etapas mínimas y plazos que deben tener ambos tipos de

licitaciones, cabe señalar lo siguiente:

i) Se ha considerado los plazos fijos y máximos establecidos por el Reglamento de

Licitaciones para determinadas etapas, tales como los plazos a favor de las

Distribuidoras para adherirse al proceso de Licitación convocada por el Licitante, los

plazos con que cuenta Osinergmin para aprobar las Bases Ajustadas y la Licitante

para convocar las Licitaciones luego de aprobarse las Bases Ajustadas.

ii) Tanto para Licitaciones de energía nueva como energía vieja hemos previsto que la

propuesta técnica-económica sea presentada en una sola oportunidad, tal como se

hace en las Subastas RER conducidas por Osinergmin, con la finalidad de simplificar

el proceso tanto para los postores como para el Regulador.

9.2.2 Períodos de carencia

Consideramos que el período de carencia no deberá ser mayor a cuatro (04) años para

generación existente, toda vez que dichas unidades de generación no requieren de plazos

constructivos para iniciar la prestación del suministro. Cabe señalar que a nuestro criterio el

mismo debería ser mucho menor, ya que los generadores existentes no requieren un periodo

de construcción, y a lo mucho, pueden requerir un periodo de tiempo a fin de liberar potencia

y/o energía comprometida en otros contratos. No obstante, siendo que la Ley 28832 impone el

periodo de carencia de tres años, no hay opción de reducir el mismo, por el contrario,

consideramos apropiado agregar un año calendario, con la finalidad de cubrir cualquier

contingencia que pueda producirse con la central de generación que ha resultado adjudicataria

del proceso de Licitación.

En realidad, en estos casos, toda vez que no hay fase constructiva, el período de carencia no va

en favor de las generadoras, que ya cuentan con sus activos en operación, sino de la demanda,

la cual deba estar cubierta con anticipación por seguridad. Otorgar plazos mayores a los

legalmente exigidos resulta innecesario.

En el caso de los nuevos proyectos de generación, atendiendo a la realidad de nuestro país en

materia de permisos y licencias y el cronograma constructivo de otros proyectos de generación

que han logrado la POC, proponemos que el periodo de carencia sea de seis (06) años como

máximo. Si bien el objeto del presente servicio no implica hacer un estudio detallado sobre los

tiempos de ejecución de proyectos hidroeléctricos; si tomamos nota de los comentarios de los

Agentes recogidos en el Informe Revisión del Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Peruano”

(CEPA), que entre otros aspectos, cuestionan la demora en la obtención de los permisos

requeridos para la ejecución de proyectos de electricidad.

Cabe señalar que el periodo de carencia de seis años propuesto, toma como referencia el tiempo

tomado por los titulares de las centrales hidroeléctricas Cheves y Cerro del Águila, desde la

suscripción del Contrato de Compromiso de Inversión hasta la Puesta en Operación Comercial

de la Central. Hemos recogido la experiencia correspondiente a dichos proyectos, dada la

magnitud de la central y marco contractual bajo el cual se ejecutó el mismo (el cual reviste de

características semejantes a los Contratos de Suministro derivados de las Licitaciones)

Finalmente, no consideramos pertinente establecer periodos de carencia por diferentes tipos

de tecnología, ya que caeríamos en una exceso de partición del proceso de Licitación que puede

incluso ser lesiva contra la intensión de generar una mayor competencia en el sector de

producción eléctrica. Nos explicamos. Si adoptáramos tal posición, necesariamente deberíamos

crear licitaciones diferenciadas para cada tipo de tecnología, con lo cual el proceso de licitación

se torna complejo y confuso para los potenciales inversionistas. Incluso para evitar tales

complejidades podría dividirse en sub-grupos de tecnologías; no obstante, ello implicaría

otorgar plazos de carencia adecuados para un grupo y desventajosos para otros.

Por tal razón, dado que los proyectos hidroeléctricos son los que mayor periodo de carencia

requieren para iniciar el suministro, consideramos adecuado aplicar dicho plazo a todos los

nuevos proyectos de generación, cuyos plazos de construcción y puesta en marcha obviamente

quedan subsumidos en el plazo empleado por una central termoeléctrica.

9.2.3 Alcances de la definición Generación Instalada y Proyecto de Generación

Resulta necesario definir las condiciones que deben cumplir las centrales para calificar como

Generación Instalada y Proyectos de Generación, para efectos de determinar si se encuentra

habilitada para participar en los procesos de Licitación de energía vieja o energía nueva,

respectivamente.

En lo que respecta a los Proyectos de Generación, considerando que el objetivo de establecer

procesos de licitación ad-hoc para energía nueva, es lograr que los Precios Firmes permitan

hacer bancable el proyecto para viabilizar la construcción de la central, la definición que se

establezca debe procurar dicho objetivo, y evitar que proyectos que ya cuentan con un

mecanismo de garantía de ingresos para su realización se beneficien innecesariamente de los

beneficios del mecanismo de licitaciones de la Ley 28832 para atraer nueva inversión en

generación.

En esa línea, consideramos indispensable descartar como Proyecto de Generación a los

siguientes:

Proyectos adjudicatarios de las Subastas RER.

Proyectos que tienen compromisos de ejecución por subastas llevadas a cabo por

Proinversión o el Ministerio de Energía y Minas.

Las unidades o centrales de generación conectada al SEIN o con Certificado de Inicio de

Operación Comercial, de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento Técnico del

COES N° 20, Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN. En general, todas

aquellas centrales que hayan logrado la puesta en servicio, se encuentren conectadas o

no al SEIN.

Proyectos que aún no hayan logrado la puesta en servicio pero que: (i) hayan suscrito

los documentos que permitan su financiamiento, es decir, han logrado su cierre

financiero, ó (ii) cuenten con contratos de suministro y/o compra de la potencia y/o

energía proveniente de su central, de manera parcial o total.

Tampoco califican como Proyecto de Generación los fraccionamientos de centrales, las

ampliaciones de capacidad o repotenciación de éstas centrales, debido a que pueden

financiarse con el flujo de ingresos que generan las instalaciones en operación.

En tal sentido, será considerado como Proyecto de Generación todo proyecto de generación que

no se encuentre dentro de ninguna de las exclusiones. Será considerada como Generación

Instalada, toda central de generación en operación o en construcción, que no califique dentro

de la definición de Proyecto de Generación.

9.2.4 Suprimir la concesión o autorización para proyectos

El Procedimiento de Largo Plazo actual exige para la participación en el proceso de Licitación

que el postor presente la concesión definitiva o autorización del proyecto de generación que se

presentará en la oferta técnica. Al respecto, recomendamos suprimir dicho requisito y

reemplazarlo por la aprobación del Estudio de Preoperatividad (EPO) por parte del COES, cuyo

costo para su obtención es razonable para un nuevo competidor, a comparación del resto de

permisos requeridos para el inicio de la etapa constructiva, tales como las servidumbres,

certificación ambiental, municipal y arqueológica, los cuales requieren desembolsos

relativamente altos para su obtención, luego de tener la seguridad de que se ejecutará el

proyecto. De esta forma, se da cierto grado de certidumbre al proyecto de generación y con ello

se disminuye la posibilidad de retrasos por ofertas oportunistas, la falta de espacio disponible

en las instalaciones de transmisión o controversias con los titulares de tales instalaciones,

situaciones que la experiencia nos demuestra generan un impacto considerable en el

cronograma de obras o sobrecostos que originan controversias de índole económico entre las

partes del contrato de suministro.

Si bien exigir el derecho eléctrico a un postor brinda mayor certeza sobre la probabilidad de

ejecución oportuna del proyecto, esto constituye un barrera de acceso al mercado, ya que si el

objetivo de la Ley 28832 es atraer nuevos agentes al mercado de generación peruano, es

contraproducente que se exija al postor contar con una autorización sectorial, para cuya

obtención se requiere un grado de maduración avanzado del proyecto, el establecimiento previo

del titular del proyecto en el mercado de generación eléctrico (durante un periodo

relativamente extenso) para obtener los permisos requeridos para el otorgamiento del derecho

eléctrico (EIA, certificación arqueológica, EPO, identificación de servidumbres, entre otros) y el

desembolso de altos costos para la obtención de tales permisos.

Finalmente, cabe señalar que la no exigencia de la concesión definitiva o autorización de

generación eléctrica se ha contemplado en otros procesos competitivos conducidos por

Proinversion (proceso de suministro de energía por centrales hidroeléctricas y del nodo

energético) u Osinergmin (subastas RER), motivo por el cual es válido tomar como referencia

tales procesos competitivos. Esto sin embargo, supone establecer esquemas de garantías que

serán adicionales a las garantías que el adjudicatario presente cuando obtenga la concesión o

autorización respectiva, y garantizarán el cumplimiento de hitos exigibles al suministrador que

implicarán a Osinergmin asumir un rol más activo durante la etapa de desarrollo del proyecto

para garantizar la cobertura oportuna de la demanda eléctrica, ello sin perjuicio de contemplar

(como ya se hace hoy en día) un plazo máximo de demora en la ejecución de los nuevos

Cabe señalar que el Reglamento de Licitaciones ha establecido en su artículo 13º que la Garantía

de Ejecución de Obras para proyectos hidroeléctricos, tiene como tope el equivalente al tres por

ciento (3%) de la energía a suministrar durante el período contractual, valorizada al precio

ponderado resultante de sus ofertas. El citado Reglamento no ha definido parámetros para la

garantía de otros tipos de tecnología. Asimismo, el Reglamento no dispone que la Garantía que

se ofrece en la subasta, debe ser reducida en función de la garantía ofrecida para la obtención

de la concesión.

9.2.5 Eliminación de la Potencia Contratada Variable

Como se sabe la contratación de la Potencia Variable en las licitaciones de largo plazo

desarrolladas hasta la fecha, tienen como objetivo generar confiabilidad en la atención de la

demanda de los distribuidores; sin embargo, esto ha sido percibido negativamente por los

generadores, debido a que, si bien tienen la obligación de atender los retiros de los

Distribuidores hasta la Potencia Contratada Variable, éstos sólo pagan si usan dicha Potencia

Contratada Variable. De esta manera, los generadores tienen una obligación de tipo “take or

pay” mientras que los distribuidores tienen una obligación de tipo “delivery or pay”.

Consideramos que a través de la Potencia Contratada Variable se han tratado de cubrir

problemas como el referido a la falta de Margen de Reserva; sin embargo, esta solución no es

adecuada debido a que no incorpora a los Usuarios Libres como parte interesada en garantizar

la reserva total que necesita el SEIN para una operación que garantice el suministro eléctrico en

el largo plazo.

Además, existiendo ahora el Plan de Licitaciones y las licitaciones para la Demanda Base, el

riesgo de déficits de contratación se encontraría acotado, por lo que recomendamos la

eliminación de la cantidad contratada variable para las licitaciones orientadas a proyectos

nuevos, pudiendo mantenerse para el caso de las licitaciones de corto plazo y aquellas

destinadas a la generación existente91.

91 Esto además ya es una práctica aceptada en el caso de los contratos suscritos a Precios en Barra, regulados por la Resolución N° 015-95-P/CTE, en los cuales se considera excesos de energía a la contratada con la finalidad de evitar el desabastecimiento de los usuarios regulados.

9.2.6 Establecimiento de Fórmulas de actualización sólo para Proyectos Nuevos de Generación

Como hemos explicado en el capítulo anterior, las fórmulas de actualización deben atenuar el

riesgo que los proyectos de nueva generación enfrentan ante la variabilidad del precio de la

energía primaria que utiliza la central a lo largo de la vigencia del contrato de suministro; y, el

Costo Marginal de Corto Plazo por la compra de potencia y/o energía en los periodos que efectúa

retiros del sistema.

De acuerdo a lo expuesto, se propone la siguiente fórmula de actualización para la energía

contratada:

𝐶𝑉0+ 𝑏

𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

Donde: “a” y “b” = Factores de ponderación que representan la cantidad de horas al año que el proyecto suministrará energía a sistema y aquellas en los cuales no operará y sólo realizará retiros, respectivamente. Donde a + b = 1. Estos factores serán definidos por Osinergim cada 4 años. CV = CVo se calcularía considerando los precios obtenidos de aplicar el costo medio del gas natural considerando los precios de boca de pozo, transporte y distribución al momento de la convocatoria. En ningún caso el valor de CV en el tiempo excedería del que correspondiese al costo medio antes indicado. CMg = Costo marginal del mercado de corto plazo. En el caso particular de la centrales RER que no utilizan combustibles, al ser despachadas independientemente de sus costos variables (conforme así lo establece el Decreto Legislativo N° 1002), la fórmula tomaría la forma siguiente:

𝐹𝐴 = 𝑎 + 𝑏𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

Lo mismo aplicaría en el caso de las hidroeléctricas. Al respecto, se aclara que si bien se

asocia al agua un valor económico (valor del agua), hay que hacer la distinción entre su costo

como combustible para el propietario del proyecto (el cual es nulo) y el costo que evita al

operador del sistema para efectos de decidir el despacho económico. Así, siendo que el

objeto de la fórmula es ajustar el precio debido a los incrementos de costos que le genera

el producir energía o adquirirla en el mercado de corto plazo, queda claro que en el caso de

la hidroeléctricas (al igual que las RER) cuando generan electricidad, lo hacen siempre a un

costo igual a cero y, por ello, el factor “a” refleja que dicha fracción del costo no requiere

ser ajustada.

En general, estos factores debieran derivarse de valores típicos de participación de energía generada por la central en cada bloque de demanda.

Finalmente, para el caso de los contratos de suministro de Generación Instalada,

recomendamos adherirse a la fórmula de indexación aprobada en la Fijación de Precios en

Barra. Para el caso del gas natural, se utilizará el mismo criterio que los proyectos de

generación.

9.2.7 Modificación de la proforma de contratos de suministro

9.2.7.1 Inclusión de la cláusula de equilibrio económico financiero

La afectación del flujo de caja esperado de un project finance como consecuencia del cambio

regulatorio, constituye un problema abordado por la doctrina y jurisprudencia internacional, y

de relevante actualidad en el sector energético internacional.92

De acuerdo a ello, hay suficiente consenso tanto a nivel doctrinario como jurisprudencial que

como regla general ningún inversionista tiene derecho a una petrificación del orden jurídico93,

ya que el derecho debe adecuarse a la realidad social y económica donde corresponda ser

aplicada y no al revés94.

Por este motivo, los project finance que suelen estar asociados a PPAs con compromisos de

inversión, prevén la denominada cláusula del restablecimiento del equilibrio económico

financiero, a fin de garantizar la bancabilidad del proyecto y mejores condiciones de

financiamiento para los nuevos inversionistas.

De esta forma, dado que uno de los objetivos de la Ley 28832 es lograr el ingreso de nuevos

agentes y proyectos, sugerimos se incluya en el modelo de contrato para Licitaciones derivadas

de Proyectos de Generación y Generación Instalada, la cláusula de restablecimiento del equilibro

económico financiero, con la finalidad mitigar los riesgos de los inversionistas asociados al

cambio del marco regulatorio y evitar que los Generadores incluyan la prima de riesgo por

cambio regulatorio en las ofertas económicas propuestas en las Licitaciones..

En el caso de los Proyectos de Generación es claro que el objetivo es mitigar el riesgo regulatorio

identificado en la matriz de riesgos de todos proyectos de generación que hemos presentado en

el capítulo 3 de nuestro informe, en el que en resumen indicamos que con el objetivo de que el

PPA resulte bancable, los prestamistas demandarán que este riesgo sea asumido por el

comprador.

Por otra parte, si bien en apariencia los Generadores Instalados no requerirían de los beneficios

de la cláusula de equilibro económico financiero por suscribir contratos de corto plazo para

abastecer la Demanda Base, debemos recordar que nuestro marco normativo ha previsto

periodos contractuales elevados, formados por el periodo de carencia de 3 años, y el plazo de

suministro. Como se advierte, los contratos de suministro que suscribirían los Generadores

Instalados serían de mediano plazo y no de corto plazo, con lo cual, es probable que en dicho

lapso por cuestiones ordinarias o extraordinarias se modifique el marco normativo o regulatorio

aplicable a los Contratos de Suministro, cuyos efectos pueden tener una incidencia negativa o

positiva en los Precios Firmes, de cara a los Usuarios Regulados.

Un ejemplo que merece comentar, es el referido a la constante renovación del marco normativo

referido a los Costos Marginales Idealizados, los cuales en principio debían culminar en el 2011

y fue prorrogado sucesivamente hasta ahora. En el año 2010, se desarrollaron licitaciones de

suministro cuyas ofertas consideraban la culminación del referido marco normativo para el año

2011; no obstante, por la falta de una cláusula de equilibrio económico financiero en los

92 Caso Reino de España y la reducción de la tarifa a los generadores que producen energía eléctrica con recursos energéticos renovables 93 Michele Potesta. Legitimate Expectations in Investment Treaty Law: Understanding the Roots and the Limits of a Controversial Concept. En ICSID Review, Vol. 28, No. 1 (2013), p.112 94 Michele Potesta. Op cit, p. 26.

Contratos de Suministro, los beneficios por la culminación del marco regulatorio excepcional no

han podido ser revertidos a la demanda nacional.

Finalmente, cabe señalar que si bien la cláusula del restablecimiento del equilibrio económico

financiero sólo se ha contemplado para los contratos de transmisión del Sistema Garantizado

de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión, y no para los contratos de

suministro de electricidad licitados por Proinversion u Osinergmin, ello no es óbice para incluir

tal cláusula en la proforma de contrato (tal como lo demuestra la experiencia internacional para

el caso de las licitaciones para el mercado regulado) ya que el objetivo es brindar las condiciones

más favorables para que nuevos agentes ingresen al mercado de generación eléctrica.

Finalmente, se debe señalar que la cláusula de equilibrio económico financiero podrá ser de

aplicación para cualquiera de las partes contractuales. Por este motivo, a efectos de garantizar

la reducción del costo del suministro, se debe asignar a Osinergmin como responsable de

monitorear y representar los intereses de los Usuarios regulados.

9.2.7.2 Condición para el Inicio de la fecha de suministro

Para el caso de los contratos de suministro derivados de los procesos de Licitación de energía

nueva, la construcción y POC de la Central debe constituir condición precedente para el inicio

de la fecha de suministro. De esta forma, el Adjudicatario no tendrá la posibilidad de cumplir el

contrato adquiriendo potencia y/o energía de terceros, aunque esto tendrá una forma diferente

de aplicarse en caso exista retraso en la POC del proyecto sin calificación de fuerza mayor,

conforme se explica en las siguientes secciones.

9.2.7.3 Retraso en la POC por un evento de fuerza mayor

Teniendo en cuenta que un riesgo inherente en la etapa de construcción de un project finance

es la ocurrencia de eventos de fuerza mayor que provoquen el incumplimiento de las

obligaciones de cualquiera de las partes, es razonable otorgar a cualquiera de ellas el derecho

de resolver el contrato si el periodo de fuerza mayor, por uno o más eventos que lo genera,

perdura durante un periodo extenso en la etapa constructiva. Ello de ningún modo implica

prorrogar el plazo de suministro, ya que el referido plazo previsto en el contrato se fija en

función de las necesidades del mercado regulado, lo cual es independiente de los hechos que

impidieron la POC de la central en el plazo pactado por las partes.

En efecto, mantener los efectos de la fuerza mayor sin ningún tipo de límite perjudica tanto al

Generador, al que se le obliga a mantener una relación contractual cuya rentabilidad no puede

ser la que esperaba como consecuencia del evento de fuerza mayor; al Distribuidor, que deberá

incrementar sus costos de transacción al recurrir a otros mecanismos de suministro por la falta

de disponibilidad de la potencia y/o energía con la central del Generador; y a los Usuarios

Regulados, quienes finalmente asumen los sobrecostos por la potencia y/o energía dejada de

suministrar.

Dado que las ocurrencias de eventos de fuerza mayor se constituyen en no imputables a las

partes, consideramos que en este supuesto no debería ejecutarse la carta fianza de fiel

cumplimiento que el Adjudicatario debe entregar al Distribuidor ni aplicarse penalidades

contractuales.

Finalmente, cabe señalar que la resolución del contrato por la duración de un evento de fuerza

mayor por un periodo superior a doce (12) meses se ha contemplado en otros contratos de

suministro de electricidad licitados por Proinversion (proceso de suministro de energía por

centrales hidroeléctricas y del nodo energético), motivo por el cual es válido tomar como

referencia el plazo establecido con la finalidad de incluirlo en el modelo de contrato de

suministro.

9.2.7.4 Retraso en la POC sin calificación de fuerza mayor

Si el Generador no cumple con iniciar la POC en plazo, los Usuarios Regulados de la Distribuidora

que ha suscrito el contrato de suministro sufrirán un perjuicio económico por la necesidad de la

Distribuidora de efectuar Licitaciones adicionales o suscribir Contratos sin Licitación, con la

finalidad de suplir la energía dejada de suministrar por el Generador. Cabe precisar que en este

supuesto, no nos encontramos ante la falta de POC por eventos de fuerza mayor, sino atrasos

por responsabilidad del Adjudicatario.

De esta forma, dado que el incumplimiento del Generador constituye un incumplimiento de la

principal obligación del contrato de suministro que es poner en operación comercial una central

de generación nueva, es razonable incluir penalidades contractuales en caso se incumpla la

fecha de POC pactada por las partes. De esta forma, el monto de la penalidad debe ser lo

suficientemente alto para incentivar al Adjudicatario a efectuar sus mejores esfuerzos para

lograr la POC de la central en el plazo establecido.

Es importante mencionar que en caso el retraso en la POC tenga un retraso considerable como

es el periodo de un año, debe permitirse al Distribuidor la resolución del contrato, con la

finalidad de que pueda optar por otro mecanismo de abastecimiento de su mercado regulado.

Ahora bien, dado que la Distribuidora no tiene la competencia para calificar como fuerza mayor

los eventos que generen atrasos en la etapa constructiva de un proyecto eléctrico, es

conveniente establecer que la prórroga de la POC por eventos de fuerza mayor serán aquellos

calificados como tales por la autoridad competente, léase el MINEM, a través del acto

administrativo correspondiente. En ese sentido, si el MINEM declara procedente la calificación

de fuerza mayor del evento que produjo el retraso de la POC no cabe la imposición de penalidad;

caso contrario, si en última instancia administrativa se ha rechazado la prórroga de la POC por

eventos de fuerza mayor, el Generador tiene la obligación de pagar la penalidad

correspondiente.

Ahora bien, sin perjuicio de las penalidades o incrementos de garantías aplicables, la experiencia

internacional es concordante con la práctica ya adoptada en Perú para las licitaciones de largo

plazo, en admitir una demora máxima en el inicio de suministro, teniendo la obligación el

generador de ya sea mediante compras directas en el mercado spot o a través de contratos con

terceros garantizar la entrega de la energía en la fecha de inicio pactada.

Esta es una medida reparadora para los usuarios Regulados, por el incumplimiento del

generador de realizar la POC del proyecto en el plazo acordado. Sin embargo, en escenario de

Costo Marginal bajos y precios contractuales bajos, esta medida reparadora podría incentivar a

los generadores al incumplimiento doloso de los plazos, con el objeto de apropiarse de la

diferencia entre el precio contractual y los costos marginales.

Por lo indicado, solo se propone ajustar la cláusula respectiva para precisar que el generador

deberá trasladar a los Usuarios Regulados, durante el período de demora en la POC de los

proyectos, la diferencia del precio contractual y los costos marginales, esto último sin perjuicio

de la aplicación de las penalidades contractuales respectivas y la ejecución de la carta fianza, de

ser el caso.

9.2.7.5 Reducción de la Potencia Contratada por migración de sus Usuarios

Se debe incluir en la proforma de los Contratos de Suministro producto de las Licitaciones de

energía nueva y energía vieja, que los Distribuidores pueden reducir unilateralmente la Potencia

Contratada con el Generador, en caso éste suscriba contratos de suministro con clientes del

distribuidor que eran regulados al momento de efectuarse la licitación y que posteriormente

ejercieron la opción de ser clientes libres.

De acuerdo a ello, dado que desde el momento que el Generador suscribe el Contrato de

Suministro con la cláusula de reducción automática de la Potencia Contratada en determinado

supuesto, está prestando su consentimiento anticipado, no requiriéndose por ello la suscripción

de Adenda modificatoria alguna del Contrato de Suministro, en caso ocurra el supuesto

contemplado en la cláusula contractual. En otras palabras, se trata de una cláusula contractual

cuyo carácter es autoaplicativo, dado que no requiere de actos posteriores de las partes para

que se haga efectiva.

Por otra parte, dado que en el mercado de generación peruano operan diversas empresas

vinculadas, consideramos necesario que la disposición contractual bajo comentario sea aplicable

a todas las Generadoras que forman parte de un mismo grupo económico, ya que en última

instancia son los mismos accionistas los que serán beneficiados por la estrategia comercial de

captar los clientes del distribuidor que eran regulados al momento de efectuarse la licitación y

que posteriormente ejercieron la opción de ser clientes libres. De acuerdo a ello, consideramos

necesario incorporar el concepto de Empresas Vinculadas en el Procedimiento de Licitaciones,

de acuerdo al siguiente detalle:

“Empresa Vinculada:

Es cualquier Empresa Afiliada, Matriz o Subsidiaria y se presume la existencia de vinculación, en

cualquiera de los siguientes casos:

a. Cuando forman parte del mismo grupo económico.

b. Cuando una misma garantía respalda las obligaciones de ambas, o cuando más del 50% de las

de una de ellas son garantizadas por la otra, y esta otra no es empresa del sistema financiero.

c. Cuando más del 50% de las obligaciones de una persona jurídica son acreencias de la otra, y

esta otra no es empresa del sistema financiero.

d. Cuando una persona jurídica tiene, directa o indirectamente, una participación en el capital

social de otra que le permite tener presencia en su directorio.

e. Cuando un tercio o más de los miembros del directorio o de los gerentes de una de ellas son

directores, gerentes o trabajadores de la otra.”

10 ANEXOS

A continuación adjuntamos la propuesta de modificación del Reglamento de Licitaciones (Anexo

1), la Norma “Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios Regulados (Anexo

2), y la modificación de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de

Suministros en el Marco de la Ley N° 28832” (Anexo 3)

ANEXO 1-PROYECTO DE DECRETO SUPREMO PARA IMPLEMENTAR LA

ALTERNATIVA 4

Proyecto de Decreto Supremo

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

CONSIDERANDO:

Que, el artículo 2° de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Eléctrica, señala que la Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de

Concesiones Eléctricas para asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la

exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios y a los riesgos de

racionamiento prolongado por falta de energía, asegurando al consumidor final una tarifa

eléctrica más competitiva;

Que, el Capítulo Segundo de la referida Ley contiene las normas generales sobre los contratos

de suministro, las Licitaciones como medida preventiva para el abastecimiento oportuno de

energía eléctrica, estableciendo un régimen de incentivos para promover la convocatoria

anticipada de Licitaciones para cubrir la demanda del Servicio Público de Electricidad;

Que, de acuerdo a la experiencia internacional la licitación de suministro de electricidad

constituye el mecanismo de contratación recurrente que es utilizado en países en los que se ha

establecido un monopolio legal a favor de las Distribuidoras en la actividad de comercialización

para Usuarios Regulados. La particularidad en la regulación internacional viene dada por el

hecho de que el Estado a través de entidades de la Administración participa activamente en el

diseño centralizado de las condiciones esenciales que regirán los procesos de licitación, con la

finalidad de garantizar el objetivo principal de las licitaciones que es garantizar la oportunidad y

eficiencia en la contratación; así como con el objeto de promover el ingreso de nuevos

competidores en el sector de generación eléctrica, obtener mejores precios mediante la

agregación de la demanda regulada y libre, entre otros;

Que, el marco regulatorio peruano, no es discordante con la experiencia comparada, ya que por

una parte la Ley Nº 28832 consolida las Licitaciones como mecanismo de contratación

preferente por sobre los Contratos sin Licitación para la cobertura de la demanda de los Usuarios

Regulados al establecer que es obligación del Distribuidor iniciar un proceso de Licitación con

una anticipación mínima de tres (3) años a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios

Regulados quede sin cobertura de contratos. Por otro lado, la Ley Nº 28832 prevé que es de

interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del

suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad, y a su vez, busca que el desarrollo

de las licitaciones de largo plazo fomenten nuevas inversiones en generación, aprovechen

economías de escala, promuevan la competencia por el mercado y aseguren el abastecimiento

del mercado regulado.

Que, considerando que el aseguramiento del abastecimiento del Servicio Público de Electricidad

calificado de interés público y responsabilidad del Estado, es cubierto por las diferentes

Distribuidoras mediante los Contratos sin Licitación y Contratos con Licitación, corresponde al

Estado dictar las medidas regulatorias uniformes para todas las Distribuidoras, con el objeto de

garantizar que las condiciones para la utilización de cada mecanismo de contratación sea

concordante con los objetivos previstos por la Ley Nº 28832.

Que, en el caso de los Contratos sin Licitación, debe precisarse las condiciones para su

suscripción al constituir un mecanismo de contratación de último recurso; mientras que para los

Contratos con Licitación corresponde incorporar las reglas ex – ante que deberán regir el diseño

de los procesos de licitación, para garantizar no sólo la ejecución de las Licitaciones sino además

que estas se realicen con los criterios de oportunidad y eficiencia que permitan el cumplimiento

de los objetivos previstos por la Ley Nº 28832;

Que, en ese sentido, resulta conveniente crear el Plan de Licitaciones de Electricidad para los

Usuarios Regulados aprobado por Osinergmin, con el objeto de garantizar el cumplimiento de

los objetivos de la Ley Nº 28832;

Que, el Plan de Licitaciones de Electricidad para los Usuarios Regulados asegurará el ingreso de

nuevas inversiones en generación eléctrica y la efectiva competencia por el mercado, al disponer

la ejecución de licitaciones con términos y condiciones diferenciados para energía producida por

centrales de generación existentes; y, energía que será producida por centrales de generación

futuras;

Que, adicionalmente el Plan de Licitaciones de Electricidad para los Usuarios Regulados

asegurará el aprovechamiento de las economías de escala al disponer la centralización en la

evaluación de las proyecciones de las demanda de las Distribuidoras;

Que, por otra parte, con la finalidad de que el factor de incentivo para la contratación anticipada

al que hace referencia el artículo 10° de la Ley Nº 28832 garantice la ejecución de Licitaciones

que aseguren condiciones oportunas y eficientes en el abastecimiento del mercado regulado,

así como, el cumplimiento de los objetivos previstos en la Ley Nº 28832 para la Licitaciones,

corresponde modificar su metodología de cálculo;

De conformidad con las atribuciones previstas en los numerales 8) y 24) del artículo 118° de la

Constitución Política del Perú;

DECRETA:

Artículo 1°.- Modificar las siguientes definiciones contempladas en el artículo 1° del Reglamento

de Licitaciones del Suministro de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo N° 052-2007-EM,

de acuerdo a lo siguiente:

“Bases: Documento elaborado por el Conductor del Proceso y validado por Osinergmin, que

regula el proceso de Licitación. Incluye condiciones esenciales tales como producto, plazo, fecha

de inicio de suministro y otros que Osinergmin por criterios de necesidad y conveniencia

considere deben incluirse para garantizar el cumplimiento de los objetivos previstos en la Ley N°

28832”.

“Contratos de Suministro.- Contratos sin Licitación o Contratos con Licitación. En ambos

casos suscrito entre el Adjudicatario y el Licitante.”.

“Demanda Requerida: Es la potencia y/o energía expresadas en MW y/o MW.h,

respectivamente, aprobadas por Osinergmin en el Plan de Licitaciones, conforme lo establezcan

las Bases”.

“Plazo Contractual: Es el plazo consignado en las Bases, aprobado por Osinergmin en el Plan de

Licitaciones, durante el cual se efectuará el suministro de electricidad objeto de la Licitación, con

indicación de la fecha de inicio y finalización”.

Artículo 2°.- Incluir las siguientes definiciones contempladas en el artículo 1° del Reglamento de

Licitaciones de acuerdo a lo siguiente:

“Contratos con Licitación.- Mecanismo de contratación ordinario para la cobertura de la

Demanda Base o Demanda Creciente correspondiente a los Usuarios Regulados del SEIN. Para

su suscripción se debe haber ejecutado un proceso de Licitación identificado en el Plan de

Licitaciones de Suministro de Electricidad aprobado por Osinergmin”.

“Contratos sin Licitación.- Mecanismo de contratación de último recurso para la cobertura de

la Demanda Base correspondiente a los Usuarios Regulados, el cual se suscribirá en caso exista

demanda no cubierta en los procesos de Licitación. Osinergmin establecerá, el modelo de

contrato, fórmulas de actualización, plazos, entre otras condiciones”.

“Demanda Base.- Demanda de los Usuarios Regulados a la fecha de presentación del Informe de

proyección de demanda”.

“Demanda Creciente: Es el crecimiento de la demanda de los Usuarios Regulados, que excede a

la Demanda Base”.

“Demanda Requerida: Demanda anual de energía de la Distribuidora asociada a cada Bloque de

Demanda y discretizado en un número entero de Sub-bloques de Demanda”.

“Distribuidores: Empresas titulares de una concesión de distribución, obligadas a licitar

conforme al artículo 5.1 de la Ley Nº 28832”.

Oferta Económica: Oferta expresada en Megavatios-hora (MWh) y su respectivo precio de

energía por Bloque de Demanda expresados en céntimos de Nuevo Sol por kWh (ctm. S/./kWh).

Los mencionados precios se entenderán referidos al Punto de Oferta y a la fecha de Convocatoria

a la Licitación, no pudiendo ser los precios de energía referidos a los Bloques de Demanda en

Horas Fuera de Punta mayor que el precio de energía referidos a los Bloques de Demanda en

Horas de Punta. Genera obligación de suministro por todo el Plazo Contractual en las cantidades

adjudicadas por cada Punto de Suministro según el procedimiento que se describe en las Bases.

Se podrán indicar si las ofertas son independientes por cada Bloque de Demanda o si se

constituyen en ofertas vinculadas que no pueden adjudicarse independientemente.

Oferta Económica Opcional: Oferta Económica asociada a proyecto de nueva generación

eléctrica cuya puesta en servicio se prevea con posterioridad a la fecha de inicio del Plazo

Contractual, hasta por 24 meses. Genera obligación de suministro desde el primer día del mes y

año indicado por el Postor hasta el vencimiento del Plazo Contractual en las cantidades

adjudicadas por cada Punto de Suministro según el procedimiento que se describe en las Bases.

“Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios Regulados.- Estudio periódico

anual aprobado por Osinergmin en el que sobre la base de un análisis centralizado de las

proyecciones de demanda remitida por los Distribuidores, se aprueban los procesos de licitación

que estos convocarán para cubrir su Demanda Base y/o Demanda Incremental, con la finalidad

de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica para los Usuarios

Regulados, y, a su vez, el cumplimiento de los objetivos establecidos en la Ley Nº 28832. El Plan

deberá cubrir un horizonte no menor de cuatro (4) años”.

“Propuesta de Plan de Licitaciones.- Propuestas de los Distribuidores en el que describen los

requerimientos de contratación para cubrir su Demanda Base y Demanda Incremental, con

indicación de las fechas estimadas de inicio y término de sus Contratos de Suministro”.

Sub-bloque de Demanda: Cantidad de energía activa (MegaWatts-hora o MWh) mínima por la

cual se puede presentar una Oferta Económica u Oferta Económica Opcional en cada Bloque de

Demanda.

Artículo 3°.- Modificar la denominación del Título II y el artículo 6° del Reglamento de

Licitaciones de acuerdo a lo siguiente:

TÍTULO II

PLAN DE LICITACIONES

Artículo 6°.- Objetivos Generales del Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para

Usuarios Regulados

El Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios Regulados tiene los siguientes

objetivos generales:

6.1 Propiciar el diseño armónico de las Licitaciones mediante la aprobación por Osinergmin de

los términos y condiciones de los procesos de Licitación.

6.2 Fomentar la transparencia y predictibilidad en la actividad de comercialización para la

compra y venta de energía y/o potencia para los Usuarios Regulados, al identificar de forma

sustentada y anticipada los procesos de Licitación que serán convocados por los Distribuidores.

6.3 Promover la competencia por el mercado y el ingreso de nuevos proyectos de generación, a

través del reconocimiento de plazos y productos diferenciados para los titulares de centrales de

generación existentes y nuevos proyectos de generación eléctrica.

Artículo 4°.- Incluir los artículos 6-A°, 6-B° y 6-C° al Reglamento de Licitaciones, de acuerdo a lo

Regulados

6-A.1 Licitaciones para nueva generación que faciliten y promuevan el desarrollo de nuevas

inversiones en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por

el mercado y asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado.

6-A.2 Licitaciones para generación existente que procuren el equilibrio de los Precios Firmes

resultantes y los Costos Marginales de Energía del Mercado Mayorista de Electricidad.

6-A.3 Otras licitaciones que por criterios de conveniencia y necesidad se deban realizar para

mitigar el riesgo de desabastecimiento de la demanda regulada del Distribuidor en los próximos

tres (03) años.

Artículo 6-B°.- Informe de proyección de demanda

6-B.1 En el mes de enero de cada año, los Distribuidores deberán remitir a Osinergmin el informe

de proyección de su Demanda Base y Demanda Incremental, el cual será publicado en el portal

de Internet de Osinergmin.

6-B.2 El referido informe de proyección de demanda deberá contener lo siguiente:

a) Registro de demanda histórico de los Usuarios Regulados que abarque el periodo

comprendido entre los diez (10) años anteriores y el mes inmediatamente anterior a la entrega

del informe.

b) Proyección de la Demanda Base, así como la Demanda Incremental, para un horizonte de diez

(10) años.

c) Descripción de los Contratos de Suministro suscritos, con indicación de la fecha de inicio y

término del suministro, puntos de suministro, cantidad de potencia y/o energía contratada y

período de carencia.

e) Otra información establecida en el procedimiento correspondiente de Osinergmin.

Los supuestos y metodologías que las Distribuidoras deben utilizar para la elaboración del

informe de proyección de demanda deberán ser los establecidos por Osinergmin en el

procedimiento correspondiente.

Artículo 6-Cº.- Elaboración, revisión, aprobación y ejecución del Plan de Licitaciones

6-C.1 A más tardar en el mes de febrero de cada año, los Distribuidores sobre la base de la

información de la proyección de su demanda, presentarán a Osinergmin su propuesta de Plan

de Licitaciones para su aprobación, con el objeto de procurar el cumplimiento de lo dispuesto

en el artículo 5.1 de la Ley Nº 28832.

6-C.2 En la propuesta de Plan de Licitaciones se debe prever que la contratación para atender la

Demanda Base sea asignada a la generación existente, mientras que la contratación para

atender la Demanda Incremental se deberá asignar a proyectos de generación. Osinergmin

verificará que la propuesta del Plan de Licitaciones permita el cumplimiento de lo dispuesto en

el referido artículo 5.1, caso contrario desaprobará dicho Plan.

6-C.3 Los Distribuidores deberán sustentar los períodos de carencia y los plazos contractuales

definidos en el Plan de Licitaciones, con el objeto de asegurar precios eficientes para los Usuarios

Regulados. Para cada licitación se podrá segmentar en bloques de energía horario, los cuales

deberán ser detallados en las Bases. Osinergmin podrá aprobar plazos contractuales máximos

para las licitaciones de generación existente y las licitaciones de proyectos de generación. En

ningún caso los plazos de los Contratos de Suministro para Generación Instalada podrán ser

mayores a seis (06) años, con un periodo de carencia máximo de cuatro (04) años; mientras que

para el caso de los Contratos de Suministro para Proyectos de Generación, no podrán tener un

plazo mayor a (20) años, y un periodo de carencia máximo seis (06) años.6-C.4 En caso de que

el Distribuidor no remita la información de la proyección de su demanda, no remita la propuesta

del Plan de Licitaciones, u Osinergmin desapruebe este último, o incumpla la ejecución del Plan

de Licitaciones aprobado, el Distribuidor perderá el derecho en la inmediata licitación que se

convoque o en la que esté en marcha, según corresponda, de beneficiarse del factor de incentivo

al que hace referencia el artículo 10° de la Ley Nº 28832, así como del beneficio de 50% por la

suscripción de Contratos sin Licitación a que se refiere el artículo 29° de la Ley Nº 28832, sin

perjuicio de la aplicación de las sanciones previstas en el Escala de Multas y Sanciones de

Osinergmin.

6-C.5 Osinergmin aprobará el Plan de Licitaciones, para lo cual podrá agrupar los requerimientos

de contratación de más de un Distribuidor. El Distribuidor podrá solicitar a Osinergmin la

modificación del Plan de Licitaciones en el que se encuentre su demanda requerida,

debidamente sustentado.

6-C.6 Una vez concluida la elaboración del Plan de Licitaciones, cualquier interesado podrá

solicitar la información pertinente utilizada por Osinergmin en dicho procedimiento. Osinergmin

proporcionará la información solicitada, excepto la información calificada como confidencial.

Artículo 5°.- Modificar el artículo 10° del Reglamento de Licitaciones de acuerdo a lo siguiente:

Artículo 10º.- Incentivo para la Licitación Anticipada

10.1 Las Distribuidoras que convoquen licitaciones podrán incorporar a los precios de energía

de sus Usuarios Regulados un Cargo Adicional (CA) a los precios obtenidos en la Licitación, según

las siguientes tablas:

En los Contratos de Suministro con generación existente:

Cargo Adicional Período de Carencia Plazo Contractual

3% De 37 a 48 meses Hasta 5 años

2% De 37 a 48 meses Más de 5 años

1% De 37 a 48 meses Más de 7 años

En los Contratos de Suministro con proyectos de generación:

Cargo Adicional Período de Carencia Plazo Contractual

3% De 61 a más meses Hasta 14 años

10.2 En ningún caso el Cargo Adicional excederá el valor de tres por ciento (3%) y se aplicará

sólo a la energía suministrada resultante de la respectiva Licitación, únicamente durante el Plazo

Contractual.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES

Única.- Dentro de los seis (06) meses siguientes a la publicación del presente Decreto Supremo,

Osinergmin adecuará sus procedimientos relacionados a las licitaciones convocadas al amparo

de la Ley Nº 28832; y adecuará su Escala de Multas y Sanciones, con la finalidad de incorporar

como sanción administrativa el incumplimiento de los Distribuidores a lo dispuesto en el

presente Decreto Supremo.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Única.- Las modificaciones e inclusiones aprobadas mediante el presente Decreto Supremo entrarán en vigencia a partir del año xxxx.

ANEXO 2- PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISIÓN DE LA

EJECUCIÓN DE LICITACIONES DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD EN EL

MARCO DE LA LEY N° 28832

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° ………-2017-OS/CD

Lima, … de …………... de 2017

CONSIDERANDO

Que, según lo establecido por el inciso c) del artículo 3 de la Ley Nº 27332 - Ley Marco

de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, la función

normativa de los Organismos Reguladores, entre ellos Osinergmin, comprende la facultad

exclusiva de dictar, entre otros, en el ámbito y en materia de su respectiva competencia, los

reglamentos de los procedimientos a su cargo, normas de carácter general referidas a

actividades supervisadas o de sus usuarios;

Que, el artículo 22 del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante

Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, establece que la función normativa de carácter general es

ejercida de manera exclusiva por el Consejo Directivo a través de resoluciones;

Que, de conformidad con el artículo 1º de la Ley Nº 27699, Ley Complementaria de

Fortalecimiento Institucional de Osinergmin, toda acción u omisión que implique

incumplimiento a las leyes, reglamentos y demás normas bajo el ámbito de competencia del

Osinergmin constituye infracción sancionable.

Que según lo dispuesto por el artículo 3 de la citada Ley Nº 27699, el Consejo Directivo

está facultado para aprobar procedimientos administrativos vinculados, entre otros, a la

Función Supervisora;

Que, los literales b) y c) del artículo 5º de la Ley 26734, establecen que Osinergmin debe

fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos

de concesiones eléctricas y otras establecidas por la ley, así como, supervisar y fiscalizar que las

actividades de los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería se desarrollen de

acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.

Que, el artículo 2° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica, señala que la Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en

la Ley de Concesiones Eléctricas para asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca

la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios y a los riesgos de

eléctrica más competitiva; que, el Capítulo Segundo de la referida Ley contiene las normas

generales sobre los contratos de suministro, las Licitaciones como medida preventiva para el

abastecimiento oportuno de energía eléctrica, estableciendo un régimen de incentivos para

promover la convocatoria anticipada de Licitaciones para cubrir la demanda del Servicio Público

de Electricidad;

Que, el artículo 4.1 de la Ley N° 28832 establece que el proceso de Licitación será llevado

a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones

en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y

asegurar el abastecimiento del mercado regulado. Por su parte artículo 5.1 de la Ley N° 28832,

precisa que es obligación de las empresas distribuidoras iniciar un proceso de Licitación con una

anticipación mínima de tres (3) años, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados

quede sin cobertura de contratos. De este modo, la Ley N° 28832 no indica que es un derecho,

facultad o atribución de la distribuidora iniciar el proceso de licitación, sino que lo cataloga como

una obligación.

Que, mediante la Resolución N° 688-2008-OS/CD publicada el 26 de diciembre del 2008,

y sus modificatorias, se aprobó la norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de

Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832”, mediante la cual se establecen los términos y

condiciones de los procesos de licitación para Generación Instalada y Proyectos de Generación

a fin de abastecer el consumo de sus usuarios regulados;

Que, en ese sentido, resulta conveniente aprobar la Norma “Procedimiento de

Supervisión de la ejecución de licitaciones de suministro de electricidad en el Marco de la Ley N°

28832”, con el objeto de garantizar la ejecución de las Licitaciones por parte de las

Distribuidoras, y con ello, el cumplimiento de los objetivos que la Ley N° 28832 ha previsto para

estos mecanismos de competencia por el mercado;

Que, mediante la Resolución N° …..-2017-OS/CD publicada el … de ….. del 2017, se

dispuso la publicación de proyecto de aprobación de la Norma “Procedimiento de Supervisión

de la ejecución de licitaciones de suministro de electricidad en el Marco de la Ley N° 28832”,

habiéndose recibido las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados …………………, y

efectuado el análisis respectivo en los Informes Nº, acogiéndose aquello que contribuye al logro

de los objetivos de la norma;

Que, en consecuencia, luego de efectuado el análisis, resulta procedente disponer la

aprobación de la Norma “Procedimiento de Supervisión de la ejecución de licitaciones de

suministro de electricidad en el Marco de la Ley N° 28832”;

Que, finalmente se han expedido los Informes N° de la Gerencia de Supervisión de

Energía, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin,

cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se

refiere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley del Procedimiento Administrativo General, Ley N°

27444;

De conformidad con lo establecido en la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la

Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley N° 27332; en el Reglamento General del

Osinergmin, Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto

Ley N° 25844 y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley para

Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832; en la Ley del

Procedimiento Administrativo General, Ley N° 27444; así como en sus normas modificatorias,

complementarias y conexas;

Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° XX-2017;

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Aprobar la Norma “Procedimiento de supervisión de la ejecución de licitaciones de

suministro de electricidad en el marco de la Ley N° 28832”.

PROCEDIMIENTO PARA LA SUPERVISIÓN DE LA EJECUCIÓN DE LICITACIONES DE SUMINISTRO

DE ELECTRICIDAD EN EL MARCO DE LA LEY N° 28832

TITULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1°.- Objetivo

Establecer el procedimiento para la supervisión del cumplimiento de las obligaciones por parte

de las Distribuidoras de realizar las licitaciones a que se refiere el numeral 5.1 del artículo 5° de

la Ley 28832.

Artículo 2°.- Alcances

La presente norma regirá para todas las empresas concesionarias de distribución de electricidad, que cuenten con una concesión definitiva emitida por la autoridad competente.

Artículo 3°.- Base lega

Para efectos del presente Procedimiento se considerará como Leyes o Normas Aplicables a las

normas que se indican a continuación:

• Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844;

• Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832;

• Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo N°

052-2007-EM;

• Resolución N° 688-2008-OS/CD, “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de

Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832”.

• Disposiciones dictadas por Osinergmin; y,

• Otras Normas vigentes del Sector Eléctrico.

En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias y conexas a los

dispositivos citados.

Artículo 4°.- Definiciones y abreviaturas

Para efectos de la aplicación del presente procedimiento, se debe tener en cuenta las siguientes

definiciones:

4.1 Contrato de Suministro: Contratos de Suministro de Electricidad suscritos entre un

Distribuidor o Usuarios Libre y un Generador, para el mercado libre o regulado.

4.2 Demanda Base: Demanda de los Usuarios Regulados a la fecha de presentación del informe

de proyección de demanda descrito en el numeral 5.1 del presente procedimiento.

4.3 Demanda Incremental: Es el crecimiento de la demanda de los Usuarios Regulados, que

excede a la Demanda Base.

4.4 Distribuidores o Distribuidoras: Empresas concesionarias que cuentan una concesión

definitiva de distribución eléctrica expedida por el Ministerio de Energía y Minas o el Gobierno

Regional, según sea el caso.

4.5 GSE: Gerencia de Supervisión de Energía de Osinergmin, o el órgano a quien aquella designe

para efectos de la ejecución del presente procedimiento.

4.6 Ley o LCE: Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias.

4.7 Ley 28832: Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

4.8 Leyes Aplicables: Normas a que se hace referencia en el artículo 3° del presente

procedimiento.

4.9 Licitación.- Proceso de concurso público para el suministro de electricidad en condiciones

de competencia, en el marco del numeral 5.1 de la Ley 28832.

4.10 Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

4.11 Proceso de Licitación por Generación Instalada: Proceso de licitación para el suministro de

energía proveniente de las centrales de generación que no califican como Proyectos de

Generación, que tiene por objeto atender a Usuarios Regulados cuya demanda en algún

momento se ha cubierta con un Contrato de Suministro.

4.12 Proceso de Licitación por Proyectos de Generación: Proceso de licitación para el suministro

de energía proveniente de Proyectos de Generación, que tiene por objeto atender a Usuarios

Regulados, cuya demanda no ha sido cubierta en ningún momento con un Contrato de

Suministro.

4.13 Reglamento: Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, aprobado por

Decreto Supremo N° 052-2007-EM.

Los términos que empiezan con mayúscula distintos a los precedentemente indicados, tienen el

significado establecido en la Ley 28832 y en el Reglamento. Cualquier mención a numerales,

artículos o títulos, sin señalar la norma a la que corresponden, se debe entender referida al

presente procedimiento.

TITULO II

REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN

Artículo 4.- Autoridad Competente.

La GSE se encargará de la supervisión del cumplimiento por parte de las Distribuidoras del

artículo 5.1 de la Ley 28832; así como la información que remitan en el marco del presente

procedimiento.

Artículo 5°.- Aspectos generales de supervisión

7.1 La GSE, supervisará la ejecución de la obligación de las Distribuidoras de convocar a Licitación

con la anticipación mínima que prevé la Ley 28832, y en los periodos declarados por las

Distribuidoras en el marco del presente procedimiento..

7.2 La GSE verificará la veracidad de la información y/o documentación presentada por las

Distribuidoras en el marco del presente procedimiento. De ser necesario, contrastará la

información y/o documentación entregada comparándola con información obtenida de otras

fuentes.

7.4 Osinergmin se reserva el derecho de realizar acciones complementarias a las establecidas en

el presente procedimiento.

Artículo 6°.- Entrega de declaración jurada anual a Osinergmin e información complementaria.

6.1 En el mes de enero de cada año, las Distribuidoras deberán remitir a Osinergmin, con

carácter de declaración jurada, la programación de las Licitaciones para la asignación de la

Demanda Base mediante Contratos de Licitación para Generación Instalada y las Licitaciones

para la asignación de la Demanda Incremental mediante Contratos de Licitación para Proyectos

de Generación.

6.2. Los programas de Licitaciones deben estar acompañados de la siguiente información:

- Informe de proyección de su Demanda Base y Demanda Incremental.

6.2.1. Registro de demanda histórico de los Usuarios Regulados que abarque el periodo

comprendido entre los (10) años anteriores y el mes inmediatamente anterior a la entrega

del informe.

6.2.2. Información de los Contratos de Suministro suscritos, con indicación de la fecha de

inicio y término del suministro, puntos de suministro, cantidad de potencia y/o energía

Artículo 7.- Exigibilidad de la ejecución de las Licitaciones Entregada la información a la que hace referencia el artículo 5 del presente procedimiento, la

ejecución de las Licitaciones es de obligatorio cumplimiento por parte del Distribuidor.

Artículo 8.- Sanciones y multas

Constituyen infracciones pasibles de sanción, aplicables al Distribuidor, los siguientes hechos:

8.1 No cumplir con los plazos de entrega de información establecidos en el presente

procedimiento.

8.2 Presentar información inexacta, incompleta o errónea.

8.3 No cumplir con ejecutar la Licitación en el año informado en su declaración jurada anual.

8.4 Modificar en la declaración jurada anual, el año de ejecución de una o más Licitaciones

definida en la declaración jurada anterior, salvo casos justificados de incremento o decremento

de la Demanda Incremental, de 20% o más de la prevista originalmente.

Las infracciones según sea el caso, serán sancionadas de acuerdo a lo dispuesto en la Tipificación

de Infracciones y Escala de Multas y Sanciones de Osinergmin, aprobada por la Resolución Nº

028-2003-OS-CD, o de acuerdo a la Resolución que emita Osinergmin incorporando un Anexo a

la Escala de Multas y Sanciones de la Gerencia de Supervisión de Energía, o las que las sustituyan

o complementen.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

Primera.- Al final de cada mes de enero, la información entregada por las Distribuidoras en el marco del presente procedimiento, será publicada por Osinergmin en su portal web, con la finalidad de recibir comentarios y sugerencias por parte de los interesados. Las mismas no darán lugar a procedimiento administrativo, y serán remitidas al Distribuidor, con la finalidad de que sea considerada en su siguiente informe de proyección de demanda.

Segunda.- Osinergmin, adecuará su Escala de Multas y Sanciones, con la finalidad de incorporar

como sanción administrativa el incumplimiento de las Distribuidoras a lo dispuesto en el

presente procedimiento.

Única.- El presente procedimiento de supervisión entrará en vigencia a partir del ….

ANEXO 3- PROPUESTA DE NORMA “PROCEDIMENTOS PARA

LICITACIONES DE LARGO PLAZO DE SUMINISTRO EN EL MARCO DE LA LEY

28832”

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

Lima, … de …………... de 2017 CONSIDERANDO

Que, el artículo 2° de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Que, en ese sentido, resulta conveniente aprobar la Norma “Procedimientos para Licitaciones

de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, con el objeto de garantizar el

cumplimiento de los objetivos de la Ley 28832;

Que, mediante la Resolución N° …..-2017-OS/CD publicada el … de ….. del 2017, se dispuso la publicación de proyecto de modificación de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, habiéndose recibido las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados …………………, y efectuado el análisis respectivo en los Informes Nº ……-2017-GRT y ……-2017-GRT, acogiéndose aquello que contribuye al logro de los objetivos de la norma; Que, en consecuencia, luego de efectuado el análisis, resulta procedente disponer la aprobación de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”; Que, finalmente se han expedido los Informes N° 0XXX-2017-GART y N° XXX-2017-GART de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3º de la Ley del Procedimiento Administrativo General, Ley N° 27444; De conformidad con lo establecido en la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley N° 27332; en el Reglamento General del

Osinergmin, Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844 y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832; en la Ley del Procedimiento Administrativo General, Ley N° 27444; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº XX-2017; SE RESUELVE: Artículo 1°.- Aprobar la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”.

Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832

Artículo 1. MARCO LEGAL

Artículo 2. ALCANCES

Artículo 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Artículo 4. ASPECTOS GENERALES

Artículo 5. ETAPAS PREVIAS AL PROCESO DE LICITACIÓN

Artículo 6. ETAPAS Y FECHAS DEL PROCESO DE LICITACIÓN

Artículo 7.ASPECTOS GENERALES PARA LA CONVOCATORIA DEL PROCESO

Artículo 8. CONTENIDO DE LAS BASES SOBRE CONDICIONES Y CARACTERÍSTICAS DEL SUMINISTRO

Artículo 9.CONTENIDO DE LAS BASES SOBRE PROPUESTAS DE LOS POSTORES

Artículo 10. DE LAS SUGERENCIAS Y CONSULTAS AL PROCESO DE LICITACIÓN

Artículo 11. ACTO DE PRECALIFICACIÓN

Artículo 12. APERTURA DE PROPUESTAS, ADJUDICACIÓN DE LA BUENA PRO Y SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS

Artículo 13. NUEVA CONVOCATORIA

Artículo 14. CANCELACIÓN DEL PROCESO DE LICITACIÓN

Artículo 15. PROFORMA DE CONTRATO

Disposición Transitoria

Artículo 1.- MARCO LEGAL

Para efectos de los presentes Lineamientos se considerará como Leyes Aplicables las normas que se indican a continuación y aquellas que las complementen, modifiquen o sustituyan:

* Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley Nº 28832;

* Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844;

* Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo Nº 020-97-EM;

* Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada mediante Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE;

* Texto Único Ordenado de la Ley de Transparencia y Acceso a la Información Pública, Ley Nº 27806;

* Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo Nº 052-2007-EM

* Disposiciones dictadas por OSINERGMIN; y,

* Otras Normas vigentes del Sector Eléctrico.

Artículo 2.- ALCANCES

2.1 La presente Norma es de aplicación obligatoria a las Licitaciones que se efectúen en el marco del numeral 5.1 del Artículo 5 de la Ley Nº 28832. No se encuentran dentro de sus alcances, las Licitaciones que se efectúen al amparo del numeral 5.2. del referido Artículo 5, ni de la Cuarta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley Nº 28832.

2.2 Las disposiciones consignadas en la presente Norma rigen los Procesos de Licitación, así como los términos y condiciones de los contratos de suministro resultantes, aún cuando no lo señalen las Bases.

Artículo 3.- DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Para efectos de la presente Norma se emplean las siguientes definiciones:

3.1 Adjudicatario: Postor que resulte declarado ganador en el Acto de Buena Pro.

3.2 Barra: Punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica para efectos de la definición de Punto de Suministro contenida en el Reglamento.

3.3 Bases: Documento elaborado por el Conductor del Proceso y aprobado por OSINERGMIN, que regula el proceso de Licitación.

3.4 Bases ajustadas: Bases que incluyen la información remitida por aquellos Distribuidores que deseen participar de la Licitación iniciada por el Conductor del Proceso.

3.5 Bases Integradas: Bases definitivas como consecuencia de la recepción de sugerencias y consultas.

3.6. Central.- Unidad o unidades de generación del Adjudicatario con las cuales garantizará el Suministro a las Distribuidoras que conforman el Licitante.

3.7 Data Room: Instalación física o virtual a través de la cual el Licitante proporcionará la información necesaria para el Proceso de Licitación. Se mantendrá disponible desde la convocatoria a Licitación hasta la adjudicación de la Buena Pro.

3.8 Demanda Máxima Mensual: Demanda mensual de potencia de la Distribuidora integrada en períodos sucesivos de quince minutos coincidente con la máxima demanda de Horas Punta del SEIN.

3.9 Días: Días Hábiles, siempre que no se indique lo contrario.

3.10 Días Hábiles: Son todos los días del año excepto sábados, domingos, feriados y aquellos otros declarados como no laborables a nivel nacional por el Poder Ejecutivo para el sector público.

3.11 Distribuidora o Distribuidor: Empresa concesionaria de distribución eléctrica.

3.12 Energía Asociada: Cantidades de energía activa (MegaWatts-hora o MWh) asociada a la Potencia Contratada Fija Mensual y a la Potencia Contratada Variable Mensual, que el Adjudicatario se compromete a suministrar a la Distribuidora en cada Punto de Suministro.

3.13 Factores por Transmisión Eléctrica: Para el caso de la potencia corresponderá al factor que resulte de aplicar las resoluciones de Precios en Barra vigentes; en tanto para la energía se obtendrá de acuerdo con la siguiente expresión:

S CMgi,t x Ei,t

FTi = t CMg0,t

S Ei,t

FTi : Factor por Transmisión Eléctrica de energía en

la barra i en el mes

CMgi,t : Costo Marginal de Corto Plazo determinado

por el COES para los contratos de suministro

en la barra i en el periodo t del mes.

CMg0,t : Costo Marginal de Corto Plazo determinado

por el COES para los contratos de suministro

en la barra de referencia del SEIN (i=0) en el

periodo t del mes.

Ei,t : Suma de las energías consideradas como

retiro en la barra i en el periodo t del mes, para

efectos de las transferencias de energía.”

3.14 Factor de Ponderación (Fp): Factor representativo del consumo en Horas de Punta del Licitante expresado como fracción del consumo de energía total. Se determina como el promedio ponderado de los consumos de energía en Horas de Punta respecto al consumo de energía total registrados por el Licitante en los últimos 12 meses, redondeado a tres decimales. Este factor sólo será utilizado para efectos de evaluar las Ofertas.

3.15 Garantía de Ejecución de Obra: Es la garantía que respalda el cumplimiento de las obligaciones del Adjudicatario -de Licitaciones para Proyectos de Generación- estipuladas en el Contrato de Suministro hasta la POC, incluyendo de ser el caso, el pago de las penalidades contractuales. 3.16 Generación Instalada: Unidad o central de generación que no califica como Proyecto de Generación.

3.17 Horas de Punta: Periodo comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas, con las excepciones previstas en la Norma “Opciones Tarifarias de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 236-2005-OS/CD, o la que lo sustituya.

3.18 Horas Fuera de Punta: Periodo no comprendido en las Horas de Punta.

3.19 Ley o LCE: Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias.

3.20 Ley 28832: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y sus modificatorias.

3.21 Leyes Aplicables: Normas a que se hace referencia en el Artículo 1 de la presente Norma.

3.22 Licitante: Distribuidora o grupo de Distribuidoras que convocan a Licitación.

3.23 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

3.24 Oferta Económica: Oferta expresada en Megavatios (MW) y sus respectivos precios de energía en Horas de Punta y de energía en Horas Fuera de Punta expresados en céntimos de Nuevo Sol por kWh (ctm.S/./kWh). Incluirá asimismo los factores d, e, f, g y cb a que se refiere la fórmula de actualización de precios de energía contenida en el Anexo 1.

Los mencionados precios se entenderán referidos al Punto de Oferta y a la fecha de Convocatoria a la Licitación, no pudiendo ser el precio de energía en Horas Fuera de Punta mayor que el precio de energía en Horas de Punta.

Genera obligación de suministro por todo el Plazo Contractual en las cantidades adjudicadas por cada Punto de Suministro según el procedimiento que se describe en el Anexo 2.

Sólo para el caso de vincularse a un proyecto de nueva generación eléctrica, indicará asimismo si la Oferta (MW) se ofrece como una unidad o puede ser aceptada por una parte.

3.25 Oferta Económica Opcional: Oferta Económica asociada a proyecto de nueva generación eléctrica cuya puesta en servicio se prevea con posterioridad a la fecha de inicio del Plazo Contractual, hasta por 24 meses.

Genera obligación de suministro desde el primer día del mes y año indicado por el Postor hasta el vencimiento del Plazo Contractual en las cantidades adjudicadas por cada Punto de Suministro según el procedimiento que se describe en el Anexo 2.

3.26 Potencia Contratada Fija: Potencia (en MW) a ser suministrada por el Adjudicatario a la Distribuidora en cada Punto de Suministro, y que la Distribuidora se compromete a garantizar como pago mínimo mes a mes al Adjudicatario, durante el Plazo Contractual.

3.27 Potencia Contratada Variable: Potencia adicional (en MW), hasta el límite de la Potencia Contratada Fija Mensual establecido en las Bases, que el Adjudicatario se obliga a poner a disposición de la Distribuidora, en cada Punto de Suministro, durante el plazo contractual y al mismo precio de la Potencia Contratada Fija.

3.28 Potencia Requerida Fija: Potencia (en MW) requerida por la Distribuidora en cada Punto de Suministro, durante el plazo contractual.

3.29 Potencia Requerida Variable: Potencia adicional (en MW) hasta un límite máximo del 20% de la Potencia Requerida Fija. Dicho porcentaje será propuesto por la Licitante, sólo para los casos de Licitaciones con Generación Instalada.

3.30 Precio Máximo de Adjudicación: Precio establecido por OSINERGMIN, considerando el Factor de Ponderación, en cumplimiento del Artículo 7.1 de la Ley 28832. Se mantendrá en reserva y en custodia de un Notario Público.

3.31 Precio de Oferta Ponderado: Es el precio obtenido a partir de la siguiente fórmula, aplicada a los precios contenidos en una Oferta Económica (u Oferta Económica Opcional) y redondeado a dos cifras decimales:

Precio de

Oferta Ponderado = Fp*PEHoras Punta + (1-Fp)*PEHoras Fuera de Punta

Donde:

PEHoras Punta : Precio ofertado para las Horas de Punta.

PEHoras Fuera de Punta : Precio ofertado para las Horas de Fuera de Punta.

FP : Factor de Ponderación según lo definido en 3.13.

3.32 Proceso: Proceso de Licitación a través del cual se otorga la Buena Pro del suministro de electricidad a los Adjudicatarios respectivos.

3.33 Propuesta: Conjunto de documentos que deberá entregar el Postor, de acuerdo con lo establecido en las Bases.

3.34 Proceso de Licitación por Generación Instalada: : Proceso de licitación para el suministro

de energía proveniente de las centrales de generación que no califican como Proyectos de

Generación, que tiene por objeto atender a Usuarios Regulados, y de ser el caso Usuarios Libres,

cuya demanda en algún momento se ha cubierta con un Contrato de Suministro.

3.35 Proceso de Licitación por Proyectos de Generación: Proceso de licitación para el suministro

de energía proveniente de Proyectos de Generación, que tiene por objeto atender a Usuarios

Regulados, y de ser el caso Usuarios Libres, cuya demanda no ha sido cubierta en ningún

momento con un Contrato de Suministro..

3.36 Proyecto de Generación: Proyectos de generación eléctrica que cuenten con estudios de pre-operatividad aprobados por el COES, excluyendo los siguientes

Proyectos adjudicatarios de las Subastas efectuadas en el marco del Decreto Legislativo N° 1002.

Proyectos que tienen compromisos de ejecución por subastas llevadas a cabo por Proinversión o el Ministerio de Energía y Minas.

Las unidades o centrales de generación conectada al SEIN o con Certificado de Inicio de Operación Comercial, de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES N° 20, Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN. En general, todas aquellas centrales que hayan logrado la puesta en servicio, se encuentren conectadas o no al SEIN.

Proyectos que aún no hayan logrado la puesta en servicio pero que: (i) hayan suscrito los documentos que permitan su financiamiento, es decir, han logrado su cierre financiero, ó (ii) cuenten con contratos de suministro y/o compra de la potencia y/o energía proveniente de su central, de manera parcial o total.

Tampoco califican como Proyecto de Generación las ampliaciones de capacidad, fraccionamientos o repotenciación de éstas centrales, debido a que pueden financiarse con el flujo de ingresos que generan las instalaciones en operación.

3.37 Punto de Oferta: Subestación Base Lima del SEIN.

3.38 SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

3.39 Reglamento: Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, aprobado por Decreto Supremo Nº 052-2007-EM.

3.40 Reloj Descendente: Sistema de adjudicación electrónico que se basa en una serie de rondas secuenciales en las cuales se anuncia un precio y se reciben Ofertas de los Postores. Estas rondas continúan hasta que se cubra la demanda requerida o hasta que se agoten las Ofertas Económicas u Ofertas Económicas Opcionales, según sea el caso. Requiere de la participación de un Subastador.

Será facultad de la Distribuidora optar por este sistema de adjudicación en lugar del sistema de sobre cerrado que se describe en el Anexo 2 de la presente Norma.

3.41 Suministro: Potencia (MegaWatts o MW) y energía (MegaWatts-hora o MWh), requeridas por el Licitante para sus clientes regulados y libres, de ser el caso, durante el Plazo Contractual.

3.42 Subastador: Persona natural o jurídica contratada por el Licitante previa aprobación de OSINERGMIN por resolución de su Consejo Directivo, que tiene, entre otras tareas, establecer los precios aplicables para cada una de las rondas de la Licitación si se opta por el sistema de adjudicación de Reloj Descendente.

3.43 Usuario: Consumidor final de electricidad localizado en el Perú.

Los términos que empiezan con mayúscula distintos a los precedentemente indicados, tienen el significado establecido en la Ley 28832 y en el Reglamento. Cualquier mención a numerales, artículos o títulos, sin señalar la norma a la que corresponden, se debe entender referida a la presente Norma.

Artículo 4.- ASPECTOS GENERALES

4.1 El Licitante deberá mantener en reserva toda la información relacionada con el proceso de Licitación, salvo aquella que la normatividad legal vigente le de carácter de pública y la previamente autorizada por el Regulador, bajo penalidad de acuerdo a lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN.

4.2. Deberá entenderse como la demanda total de los Usuarios Regulados del Distribuidor, para efectos de la aplicación de los porcentajes establecidos en los numerales 4.4 del Artículo 4 de la Ley 28832, la máxima demanda esperada de los Usuarios Regulados en el año de inicio del requerimiento de su Plazo Contractual.

4.3 Las garantías de seriedad de oferta y de ejecución de los proyectos de generación, señaladas en la presente Norma, deberán necesariamente ser incondicionales, solidarias, irrevocables y de realización automática. No se aceptarán declaraciones juradas ni cualquier otro documento que no tenga valor monetario.

La garantía de seriedad de oferta no podrá exceder del 10% de la valoración, a Precios en Barra, de cuatro meses de facturación del plazo contractual. Las garantías que ofrezcan los distribuidores deberán ser también incondicionales, solidarias, irrevocables y de realización automática.

4.4. El Conductor del Proceso está obligado a convocar a Licitación dentro del plazo establecido en el Artículo 11 del Reglamento y en la oportunidad informada en el marco del Procedimiento

de supervisión de la ejecución de licitaciones de suministro de electricidad en el marco de la Ley N° 28832. En caso no lo haga, se cancelará el proceso de licitación, sin perjuicio de las sanciones administrativas a que hubiera lugar.

4.5 La publicación del aviso de la expresión de interés del Distribuidor que requiera iniciar una Licitación se podrá efectuar únicamente desde el 01 hasta el 30 de marzo de cada año, para licitaciones con Plazos Contractuales a partir de cinco (5) años, y desde el 01 hasta el 30 de setiembre de cada año, para aquellas con Plazos Contractuales menores a cinco (5) años.

4.6 El Distribuidor que inicie un proceso de Licitación y las Distribuidoras que comuniquen su interés de participar en dicha Licitación no podrán desistirse de la misma, salvo que se produzca su cancelación.

4.7 Las Bases deben incluir el modelo de contrato de suministro, además de los términos y condiciones del proceso de Licitación.

4.8 El Conductor del Proceso brindará a cada adquiriente de Bases un código de identificación que no podrá revelar a terceros, asimismo brindará a cada Oferta Económica y Oferta Económica Opcional del Postor un código que lo haga anónimo frente a sus competidores.

4.9 Los códigos a que se refiere el numeral previo se utilizarán en todas las etapas del proceso de Licitación y no podrán ser revelados bajo sanción prevista en el Compromiso de Confidencialidad y de acuerdo a lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN.

4.10 El Precio de potencia inicial del contrato será el Precio Básico de Potencia vigente a la fecha de la Convocatoria a la Licitación para el Punto de Oferta.

4.11 Los precios de potencia y energía, en Horas de Punta y Horas de Fuera de Punta, aplicables durante el plazo contractual en cada Barra que integra un Punto de Suministro se obtendrán como el producto que resulte de multiplicar los respectivos precios ofertados por el Adjudicatario en el Punto de Oferta, debidamente actualizados, por los correspondientes Factores por Transmisión Eléctrica de potencia y energía vigentes durante el Plazo Contractual.

4.12 La Demanda Requerida publicada en las Bases, el aviso de Convocatoria y las Bases Integradas se entenderá como referencial. Dicha demanda se disminuirá en caso la suma de las potencias comprometidas por los adquirientes de Bases precalificados que hayan presentado la Garantía de seriedad de Ofertas y contratos de suministro firmados no la supere en al menos 20%. La disminución se hará hasta que se logre dicha proporción mínima o hasta que se alcance el 80% de la parte de la demanda correspondiente a los Usuarios Regulados, lo que ocurra primero. Las reducciones se asignarán primero a los requerimientos destinados a los Usuarios Libres del Licitante, en proporciones iguales. En caso se requiera de reducciones en los requerimientos destinados al Servicio Público de Electricidad del Licitante, se efectuará con el mismo factor de proporción indistintamente del Distribuidor y el Punto de Suministro. El Comité de Adjudicación señalará, luego de la Apertura de las Propuestas, la Demanda Requerida que se subastará.

4.13 La garantía de ejecución de obras, a que se refiere el numeral 4.6 del Artículo 4 de la Ley 28832, será también aplicable por igual a los proyectos de nueva generación eléctrica, hidroeléctricos y no hidroeléctricos.

4.14 OSINERGMIN se encargará de supervisar que las empresas Distribuidoras cumplan con su obligación de efectuar Licitaciones con una anticipación mínima de 3 años, a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura. El mencionado plazo será computado entre la fecha de convocatoria a Licitación y la fecha de inicio del Plazo Contractual.

4.15 El dinero proveniente del cobro de penalidades, compensaciones, ejecución de garantías o indemnización de daños y perjuicios, que se generen durante el Proceso de Licitación o la ejecución de los Contratos que de estos resulten, serán considerados como un ingreso a favor

de las empresas Distribuidoras y restados para efectos del programa de transferencias del Precio a Nivel Generación en la parte proporcional de la demanda de los Usuarios Regulados. Adicionalmente, el dinero, procedente de incumplimientos contractuales, será destinado al distribuidor, cuando acredite que tuvo que asumir el costo del incumplimiento y en la parte pertinente, lo cual será autorizado por OSINERGMIN en cada caso, según el procedimiento que para estos fines apruebe.

4.16 En el caso que se haga uso del sistema de adjudicación por Reloj Descendente, el Licitante podrá requerir a los Adjudicatarios el costo que supone contratar al Subastador. Este costo se distribuirá en proporción a la potencia adjudicada.

4.17 La Potencia Firme disponible de un proyecto de nueva generación eléctrica en una convocatoria dada será igual a la Potencia Firme calculada por el COES, siguiendo los mismos criterios y procedimientos que para la generación existente, menos la potencia adjudicada en la convocatoria previa del mismo proceso de Licitación. Si por factores tecnológicos de la Central,la Potencia Firme es igual a cero (0), el Postor puede adquirir Potencia Firme de terceros.

Artículo 5.- ETAPAS PREVIAS AL PROCESO DE LICITACIÓN

5.1. Los siguientes plazos y etapas se aplicarán al proceso de aprobación de las Bases de Licitación de Suministro para Proyectos de Generación:

Etapas previas al proceso de Licitación

Paso Actividad Responsable Plazo máximo

1 Publicación de aviso de convocatoria de Licitación

en su página Web y, al menos, en un diario de

circulación nacional, uno de los cuales, será el diario

oficial El Peruano

Distribuidora que requiere iniciar un

proceso de licitación

De acuerdo al numeral 4.6 anterior

2 Comunicación escrita a Osinergmin, incluyendo propuesta de Bases, y

copia de publicación de expresión de interés

efectuada

Al día siguiente de efectuado el paso

anterior.

3 Publicación en sus respectivas Páginas Web

de la propuesta de Bases y la copia del aviso de expresión de interés

que debe iniciar un proceso de Licitación

Distribuidoras que deseen participar de

la Licitación

Dentro de los quince (15) Días siguientes de

efectuado el paso 2

5 Presentación a Osinergmin de Bases ajustadas

Conductor del Proceso

efectuado el paso anterior

6 Aprobación de Bases de la Licitación

Osinergmin Dentro de los treinta (30) Días de efectuado el paso anterior. Este plazo se prorrogará por quince (15) Días

en tanto existan observaciones de

Osinergmin no levantadas a su

satisfacción por el Licitante

5.2. Los siguientes plazos y etapas se aplicarán al proceso de aprobación de las Bases de Licitación de Suministro para Generación Instalada

Etapas previas al proceso de Licitación

1 Publicación de aviso de convocatoria de Licitación

en su página Web y, al menos, en un diario de

circulación nacional, uno de los cuales, será el diario

oficial El Peruano

De acuerdo al numeral 4.6 anterior

2 Comunicación escrita a Osinergmin, incluyendo propuesta de Bases, y

copia de publicación de expresión de interés

efectuada

anterior.

3 Publicación en sus respectivas Páginas Web

de la propuesta de Bases y la copia del aviso de expresión de interés

que debe iniciar un proceso de Licitación

Distribuidoras que deseen participar de

la Licitación

efectuado el paso 2

5 Presentación a Osinergmin de Bases ajustadas

Dentro de los cinco (05) Días siguientes de

efectuado el paso anterior

6 Aprobación de Bases de la Licitación

Osinergmin Dentro de losquine (15) Días de efectuado el paso anterior. Este plazo se prorrogará

por quince (7) Días en tanto existan

observaciones de Osinergmin no levantadas a su

satisfacción por el Licitante

Artículo 6.- ETAPAS Y FECHAS DEL PROCESO DE LICITACIÓN

6.1. El proceso de Licitación de Proyectos de Generación deberá contener al menos las etapas y plazos que a continuación se señalan:

Programa del proceso de Licitación

1 Convocatoria a Licitación Conductor del Proceso

Dentro de los diez (10) Días de publicada la

resolución que aprueba las Bases de

la Licitación

2 Venta de las Bases Distribuidora que requiere iniciar un proceso de

licitación

A los diez (10) Días siguientes de

efectuado el paso anterior hasta treinta (30) Días antes de que

se presenten las propuestas técnicas-

económicas.

3 Sugerencias y consultas a las Bases

Adquirientes de Bases

Dentro de los veinte (20) Días luego de iniciada la etapa 2

4 Presentación a Osinergmin de análisis de sugerencias y

consultas, propuesta de Bases Integradas y software a utilizar

durante la adjudicación

A los veinte (20) Días luego de efectuada la

etapa 3.

5 Publicación de Resolución Osinergmin que aprueba las

Bases Integradas

Osinergmin Dentro de los treinta (30) Días luego de

finalizada la etapa 4

6 Presentación de sobres de propuesta técnica-económica, garantía de seriedad de oferta

y contratos de suministro

A los veinte (20) Días luego de efectuada la

etapa 5. La hora y lugar le será

comunicada a cada Adquiriente de Bases de forma individual

7 Cancelación del Proceso Osinergmin Dentro de los tres (3) Días luego de

efectuada la etapa 6

8 Evaluación de propuesta técnica-económica y

adjudicación de la Buena Pro

Postor Dentro de los diez (10) Días luego de

9 Publicación de los resultados de la Licitación en sitio Web

del Licitante

Un (1) Día después de la Adjudicación de la

Buena Pro.

10 Remisión de Acta Conductor del Proceso

Conforme al Artículo 16° del Reglamento.

11 Firma de Contrato de Suministro

Adjudicatarios y Licitante

Dentro de los tres (03) meses posteriores a la

etapa 8

12 Remisión de copia de contratos firmados a

Osinergmin

Licitante Conforme al Artículo 17° del Reglamento.

6.2. Los procesos de Licitación para Generación Instalada deberán contener al menos las etapas y plazos que a continuación se señalan:

1 Convocatoria a Licitación Conductor del Proceso

Dentro de los diez (10) Días de publicada la

resolución que aprueba las Bases de

la Licitación

2 Venta de las Bases Distribuidora que requiere iniciar un proceso de

licitación

Desde los cinco (05) Días siguientes de efectuado el paso

anterior hasta el día previo a la etapa 6

3 Sugerencias y consultas a las Bases

Dentro de los cinco (05) Días luego de iniciada la etapa 1

4 Presentación a Osinergmin de análisis de sugerencias y

consultas, propuesta de Bases Integradas y software a utilizar

durante la adjudicación

Dentro de los cinco (05) Días luego de

5 Publicación de Resolución Osinergmin que aprueba las

Bases Integradas

Osinergmin Dentro de los quince (15) Días luego de

6 Presentación de sobres de propuesta técnica-económica, garantía de seriedad de oferta

y contratos de suministro

A los diez (10) Días luego de efectuada la

etapa 5. La hora y lugar le será

comunicada a cada Adquiriente de Bases de forma individual

7 Cancelación del Proceso Osinergmin Dentro de los dos (2) Días luego de

8 Evaluación de propuesta técnica-económica y

adjudicación de la Buena Pro

Postor Dentro de los cinco (05) Días luego de

9 Publicación de los resultados de la Licitación en sitio Web

del Licitante

Un (1) Día después de la Adjudicación de la

Buena Pro.

10 Remisión de Acta Conductor del Proceso

Conforme al Artículo 16° del Reglamento.

11 Firma de Contrato de Suministro

Adjudicatarios y Licitante

Dentro de los cinco (05) cinco Días

posteriores a la etapa 8

12 Remisión de copia de contratos firmados a

Osinergmin

Licitante Conforme al Artículo 17° del Reglamento.

Artículo 7.- ASPECTOS GENERALES PARA LA CONVOCATORIA DEL PROCESO

7.1 En atención al Artículo 11 del Reglamento, el aviso de Convocatoria deberá contemplar lo siguiente:

a) Datos del Conductor del Proceso y demás Distribuidoras que integran el Licitante.

b) Objeto de la Convocatoria, incluyendo la información relativa a si se trata de un procesos de Licitación para Generación Instalada o Proyectos de Generación, la Demanda Requerida referencial (Potencia Requerida Fija y Potencia Requerida Variable) para el Plazo Contractual, discriminada por Servicio Público de Electricidad y suministro de Usuarios Libres.

c) Lugar de adquisición y costo de las Bases.

d) Etapas y Cronograma del Proceso.

Artículo 8.- CONTENIDO DE LAS BASES SOBRE CONDICIONES Y CARACTERÍSTICAS DEL SUMINISTRO

Conforme lo indicado en el Artículo 7 del Reglamento, con relación al suministro, las Bases deberán especificar y detallar las materias que a continuación se indican:

8.1 El Plazo Contractual.

8.2 Los Puntos de Suministro requeridos por el Licitante.

8.3 Por cada Punto de Suministro la Demanda Requerida (Potencia Requerida Fija y la Potencia Requerida Variable) referencial; que serán especificados por cada Distribuidora que forme parte del Licitante, discriminando entre la demanda del Servicio Público de Electricidad y la demanda de los Usuarios Libres. La Demanda Requerida referencial (Potencia Requerida Fija y Potencia Requerida Variable) será la misma para todos los meses del Periodo Contractual.

8.4 Las fórmulas de actualización de precios; que serán aplicables durante el plazo contractual, de acuerdo con el Anexo 1.

8.5 El procedimiento para la evaluación de las Ofertas, de acuerdo con el Anexo 2, el cual deberá considerar entre otros factores, su valor futuro luego de aplicar las Fórmulas requeridos por el Licitante

8.6 Las exigencias y compensaciones por seguridad y calidad de servicio, de acuerdo con las Leyes Aplicables.

8.7 Los requerimientos referidos a interrupciones y casos de fuerza mayor, causales de resolución del contrato, solución de controversias, cesión de posición contractual, restablecimiento del equilibrio económico-financiero y condiciones de facturación y pago.

8.8 La potencia a facturar, en cada Punto de Suministro; que se determinará con la Demanda Máxima Mensual del Distribuidor.

8.9 Las obligaciones de suministro de los Adjudicatarios, que no admitirán en ningún caso durante las Horas de Punta, excesos de potencia sobre la suma de la Potencia Contratada Fija y la Potencia Contratada Variable con el Distribuidor.

8.10 En los casos de Licitaciones de Proyectos de Generación, las garantías que otorgarán los Adjudicatarios a favor de los Distribuidores que integran el Licitante, de conformidad con los incisos g) y h) del Artículo 7 del Reglamento. y el numeral 4.4 del Artículo 4 de la presente Norma.

8.11 Las garantías que otorgarán los Distribuidores a los Adjudicatarios, de conformidad con el Artículo 7 del Reglamento y el numeral 4.4 del Artículo 4 de la presente Norma.

8.12 El tratamiento de la potencia contratada total (para Usuarios Libres y Usuarios Regulados) como consecuencia de la migración de Usuarios Regulados de la Distribuidora a la categoría de Usuarios Libres de la misma Distribuidora, y viceversa.

La potencia contratada total no podrá ser incrementada, y sólo podrá ser reducida si el Adjudicatario así lo acepta, salvo los casos en que el Usuario Regulado del Distribuidor migre a la condición de Usuario Libre y se vincule con el Adjudicatario o empresas vinculadas.

La Distribuidora deberá efectuar la correspondiente solicitud al generador con por lo menos 10 (diez) meses de anticipación, presentando el correspondiente sustento. En estos casos deberá indicarse el procedimiento a seguir.

8.13 El valor de las penalidades y compensaciones que deben aplicarse durante la etapa

constructiva por el retraso en la fecha de Puesta en Operación Comercial de la Central. Las

penalidades serán calculadas en función de un valor fijo progresivo por día de atraso. La

compensación será determinada como la diferencia entre el precio adjudicado y el precio de

adquisición de la energía en el Mercado Mayorista, mientras el proyecto no inicie su operación

comercial.

8.14 Otros que el Licitante considere relevantes.

Artículo 9.- CONTENIDO DE LAS BASES SOBRE PROPUESTAS DE LOS POSTORES

Las Bases deberán especificar y detallar, entre otros, lo siguiente:

9.1 El día, hora y lugar estipulado para el acto público de presentación de Propuestas y adjudicación de buena pro.

9.2 La forma y los formatos tipo para remitir la documentación, la cual deberá ser presentada en idioma español.

9.3 El contenido mínimo del sobre para la presentación de la oferta técnica-económica, de acuerdo al siguiente detalle:

a) Acreditación de haber adquirido las Bases y en caso de Consorcio que lo haya adquirido uno

de sus integrantes.

b) Documentos que acrediten la existencia y vigencia del Postor, y en caso de Consorcio, de cada uno de sus integrantes.

c) Informe de clasificadora de riesgo nacional o internacional de reconocido prestigio del Postor,

y en caso de Consorcio, de cada uno de sus integrantes.

d) Acreditación del representante legal del adquiriente de Bases.

e) Garantía de seriedad de oferta, que será ejecutada en caso incumpla el compromiso del numeral (iv) del literal g) del presente numeral 9.3. Esta garantía deberá cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 4.4 del Artículo 4° de la presente Norma, y será devuelta luego de finalizado el Proceso de Licitación. En la misma oportunidad remitirán los contratos de suministro firmados por su representante legal

f) Garantía de Fiel Cumplimiento

g) Compromiso de:

(i) Aceptación de las Bases.

(ii) Validez de propuesta durante el Proceso.

(iii) No colusión y confidencialidad.

(iv) Potencia mínima a ofrecer distribuida entre las Ofertas Económicas y Ofertas Económicas Opcionales que contendrá su Propuesta, así como el número de éstas. Esta Potencia mínima no podrá superar las potencias firmes a que se refieren los literales c) y d) precedentes.

h) Para Licitaciones de Generación Instalada, acreditación expedida por el COES de la mínima Potencia Firme no comprometida por contratos durante todo el Plazo Contractual, considerando únicamente las unidades en operación comercial del Postor y los compromisos de Potencia Firme que con terceros le vincule durante el Plazo Contractual descontando lo adjudicado en convocatorias previas del mismo proceso de Licitación.

i) Para las Licitaciones de Proyectos de Generación:

(i) Información del proyecto que incluya como mínimo: a) diagrama unifilar, b) cronograma con indicación de los hitos relevantes del proyecto; y c) presupuesto de inversiones compatible con la fecha de inicio del suministro.

(ii) Declaración jurada de cumplir con la definición de Proyecto de Generación. (iii) El Certificado de aprobación del Estudio de Pre-Operatividad

(iv) En el caso de empresas que no operen ningún activo de generación conectado al

SEIN se deberá demostrar experiencia y capacidad técnica para operar una central

eléctrica, de acuerdo a lo que establezcan las Bases.

(v) Acreditación expedida por el COES de la mínima Potencia Firme no comprometida

por contratos durante todo el Plazo Contractual. De ser el caso, pre-acuerdos o

acuerdos de adquisición de Potencia Firme que se haya celebrado con terceros.

9.4 En el caso se haga uso del sistema de adjudicación de Reloj Descendente, las Propuestas serán electrónicas y se actualizarán en cada ronda. Caso contrario se presentará un sobre de la Propuesta, cuyo contenido mínimo será:

a) Sobre conteniendo no más de tres (3) Ofertas Económicas de acuerdo con formato impreso y electrónico contenido en las Bases ajustadas.

b) Sobre conteniendo no más de tres (3) Ofertas Económicas Opcionales de acuerdo con formato impreso y electrónico contenido en las Bases ajustadas.

9.5 La oportunidad y forma en que los Adjudicatarios harán efectiva la garantía de ejecución de obras, para el caso de nuevos proyectos de generación. Dicha garantía se extinguirá a más tardar cuando se inicie la operación comercial de la respectiva central.

9.6 Todos los documentos deberán ser firmados por el representante legal del Adquiriente de Bases.

Artículo 10.- DE LAS SUGERENCIAS Y CONSULTAS AL PROCESO DE LICITACIÓN

10.1 El Conductor del Proceso podrá poner a disposición de los interesados, a través de un Data Room, toda la información técnica y comercial relativa a los Puntos de Suministro, que como mínimo contendrá información de la demanda histórica de las Distribuidoras de los últimos (5) cinco años y los registros históricos de las tensiones de operación durante el último año.

10.2 Las modificaciones que originen las sugerencias y consultas serán sometidas a la aprobación de OSINERGMIN como parte de la propuesta de Bases Integradas. Las propuestas de cambios, así como el análisis de las sugerencias y consultas, deberán motivarse en un informe que elaborará el Conductor del Proceso.

10.3 OSINERGMIN determinará el contenido final de las Bases Integradas, aprobando dichas bases mediante una resolución de su Consejo Directivo.

Artículo 11.- APERTURA DE PROPUESTAS, ADJUDICACIÓN DE LA BUENA PRO Y SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS

11.1 Acto Público: La apertura de propuestas y adjudicación de la buena pro se efectuará en un único acto público que contará con la presencia de un notario público y que deberá efectuarse en un local o auditorio de acceso abierto a la ciudadanía.

11.2 Apertura de las Propuestas: Se verificará el contenido de cada Propuesta y se descalificará aquellas que no satisfacen los requerimientos de las Bases, procediendo a su devolución al finalizar el Acto Público.

11.3 Evaluación de Ofertas y Adjudicación de la Buena Pro: En caso se haga uso del sistema de adjudicación de Reloj Descendente se seguirán los principios generales contenidos en el Anexo 2 de la presente Norma. Caso contrario se seguirá exactamente el procedimiento de adjudicación descrito en el mencionado Anexo. El software para estos fines será aprobado por OSINERGMIN junto con las Bases.

11.4 De conformidad con el Artículo 14 del Reglamento los representantes de OSINERGMIN verificarán que no se admitan Ofertas Económicas cuyos precios excedan al Precio Máximo de Adjudicación.

11.5 Declaratoria de Desierto: Se efectuará conforme a lo establecido en el Artículo 19 del Reglamento, sin derecho a indemnización alguna para los Postores, y sin que ello permita a los Postores realizar reclamo o solicitar reembolso alguno.

11.6 Revelación del Precio Máximo de Adjudicación: Se efectuará de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 14 del Reglamento, siendo el Notario Público quien revele y registre en acta el Precio Máximo de Adjudicación.

11.7 Acta del Proceso: De conformidad con el Artículo 16 del Reglamento se levantará un acta del acto público que, entre otros, deberá consignar las Potencias Contratadas Fijas y Variables asignadas a cada Adjudicatario por cada Punto de Suministro, diferenciándolas entre Servicio Público de Electricidad y Usuarios Libres, incluyendo además los correspondientes precios de energía en Hora de Punta, precios de energía en Hora Fuera de Punta y Precios de Oferta Ponderado de cada Postor; en este caso se identificará expresamente al Postor en el acta.

11.8 Suscripción de Contratos de Suministro: La suscripción de contratos se efectuará conforme al Artículo 17 del Reglamento, debiendo las Distribuidoras que conformen el Licitante suscribirlos de acuerdo con las cantidades adjudicadas por cada Punto de Suministro, diferenciándolas entre Servicio Público de Electricidad y Usuarios Libres.

Artículo 12.- NUEVA CONVOCATORIA

12.1 Se aplicará lo dispuesto por el Artículo 20 del Reglamento.

12.2 La Demanda Requerida referencial de una nueva convocatoria será como máximo por la mayor parte de la demanda no cubierta en la anterior convocatoria del mismo proceso de licitación.

12.3 Sólo se podrá efectuar más de una nueva convocatoria, en el caso que la suma de las potencias contenidas en las Ofertas Económicas aceptables y Ofertas Económicas Opcionales aceptables (conforme a lo definido en el Anexo 2), recibidos en la convocatoria anterior y que fueron rechazados por exceder el Precio Máximo de Adjudicación, sea mayor que 1,2 veces la Demanda Requerida referencial a que se refiere el numeral precedente.

Artículo 14.- CANCELACIÓN DEL PROCESO DE LICITACIÓN

14.1 Una vez aprobadas las Bases de la Licitación, el Proceso de Licitación sólo podrá ser cancelado hasta antes de la etapa de Presentación de Propuestas y Adjudicación de Buena Pro, previa autorización de OSINERGMIN. Para ello, el Conductor del Proceso deberá efectuar su solicitud por escrito y firmada por todas las Distribuidoras integrantes del Licitante junto con un informe que motive la solicitud de cancelación. Asimismo, deberá comunicar a los Postores sobre esta solicitud.

14.2 OSINERGMIN dispondrá de cómo máximo veinte (20) Días para resolver la solicitud. Durante este plazo se entenderá suspendida la cuenta de días del cronograma del proceso a que se refiere el numeral Artículo 6 de la presente Norma.

14.3 En caso se autorice la cancelación mediante Resolución del Consejo Directivo de OSINERGMIN, el Licitante procederá a devolver el costo de las Bases a los Postores, quienes no podrán reclamar otra compensación.

Artículo 15.- PROFORMA DE CONTRATO

15.1 Las cláusulas de la proforma de contrato propuesta por el Conductor del Proceso no pueden contravenir lo dispuesto en los lineamientos de la presente Norma por ser los mismos de carácter mandatorio.

15.2 En los casos en que la proforma de contrato propuesta por el Conductor del Proceso difiera del modelo de contrato previsto en la presente Norma, éste deberá sustentar las modificaciones propuestas, las cuales serán analizadas por OSINERGMIN y, según el caso, denegadas, modificadas o aprobadas en las actividades de aprobación de Bases y aprobación de Bases Integradas, a que se refieren los numerales 5.1 y 6.1 de la presente Norma.

“15.3 Una vez firmados los Contratos de Suministro, las modificaciones que se someterán a la aprobación de Osinergmin, serán únicamente las relacionadas con: i) los Plazos de Suministro, ii) Potencias Contratadas y su energía asociada, iii) Precios Firmes, sus fórmulas de actualización y cualquier otro aspecto que determine el valor de los precios unitarios de venta de potencia y energía.

Las modificaciones tendrán eficacia luego de efectuada la referida aprobación y de haber sido suscritas debidamente vía adenda o cláusula adicional. Para tal efecto se deberá presentar a Osinergmin el proyecto de adenda o cláusula adicional, el consentimiento de las partes interesadas respecto al tenor de la misma y el sustento de la modificación solicitada. Para el resto de modificaciones a los Contratos, que se encuentren debidamente suscritas por las partes, deberán ser informadas por la Distribuidora a Osinergmin, remitiendo las respectivas adendas o cláusulas adicionales, dentro de los 10 días hábiles de suscritas, sin perjuicio del ejercicio de la facultad supervisora y fiscalizadora del Osinergmin.” (*)

"Primera Disposición Transitoria"

La Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN expedirá excepcionalmente la acreditación a que hace referencia el numeral 9.3 c) de la presente Norma en el caso de las licitaciones cuyo anuncio de intención se publique en el mes de marzo de 2009.

Segunda Disposición Transitoria Los conductores de los procesos de licitación en curso a febrero de 2010 deberán adecuar sus propuestas de Bases Integradas a lo que disponen los numerales 3.12 y 4.12, así como los numerales 7 del Anexo C y 3 del Anexo D del modelo de contrato, debiendo considerar las siguientes etapas y plazos.

Etapa Plazo

Propuesta de adecuación de Bases 13 de febrero de 2010

Integradas

Aprobación de propuesta (OSINERGMIN 25 de febrero de 2010

adecuará la propuesta en caso se

encuentre alguna deficiencia en la

misma)

Presentación de sobres de 11 de marzo de 2010

Precalificación

Comunicación de Precalificación 16 de marzo de 2010

Presentación de Garantías de seriedad 23 de marzo de 2010

de oferta y contratos de suministro

Presentación de Propuestas y 30 de marzo de 2010

Adjudicación de la Buena Pro

Asimismo, para efectos del acto de adjudicación de múltiples procesos de licitación que se efectúen en una misma fecha, el Postor deberá indicar la mínima potencia que ofertará por todos los procesos de licitación, así como la máxima potencia que le podrá ser adjudicada de manera agregada en todos los procesos. En este caso, antes de iniciar el acto de adjudicación de un proceso se deberá proceder a descontar de la oferta lo adjudicado en los actos de adjudicación previos.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

Primera Disposición Complementaria El COES-SINAC determinará, para efectos de los contratos de suministro que se suscriban como resultado de licitaciones efectuadas al amparo de la Ley Nº 28832, los Costos Marginales de Corto Plazo conforme a lo siguiente:

a) En las Barras de Referencia de Generación que publica OSINERGMIN como parte de las resoluciones que aprueban los Precios en Barra, haciendo uso de los modelos matemáticos que utiliza para determinar los costos marginales que utiliza en las transferencias de energía, y

b) En aquellas barras distintas a las Barras de Referencia de Generación, se determinarán como el producto de los costos marginales de corto plazo que determine el COES-SINAC en las Barras de Referencia de Generación multiplicados por los factores de pérdidas de energía aplicables en el área de demanda correspondiente de acuerdo con las resoluciones que aprueben las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión.

El COES-SINAC deberá publicar estos valores en su página Web e informarlos a OSINERGMIN antes del día 10 de cada mes.

ANEXOS

ANEXO 1: FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

Las siguientes Fórmulas de Actualización, se aplicarán cuando los factores de actualización del

precio de la potencia y energía se incremente o disminuya en más de 10% respecto a los valores

de los mismos factores empleados en la última actualización. Se aplicarán considerando una

periodicidad mínima trimestral y máxima anual, según se establezca en las bases de la licitación.

Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Actualización serán los disponibles al segundo día

de cada mes.

Los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales.

a) Proyectos de Generación

a.1) Potencia

Preciopot = Precio pb *Factorp

Donde:

Preciopb : Precio base de la potencia que fi gura en el contrato, en S/./kW-mes.

Factor RPB: Factores de actualización establecidas en la resolución de precios en barra aprobada

anualmente por Osinergmin.

a.2) Energía

i 𝐹𝐴 = 𝑎𝐶𝑉

𝐶𝑉0+ 𝑏

𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

Donde: “a” y “b” = Factores de ponderación que representan la cantidad de horas al año que el proyecto suministrará energía a sistema y aquellas en los cuales no operará y sólo realizará retiros, respectivamente. Donde a + b = 1. Estos factores serán definidos por Osinergim cada 4 años. CV = CVo se calcularía considerando los precios obtenidos de aplicar el costo medio del gas natural considerando los precios de boca de pozo, transporte y distribución al momento de la convocatoria. En ningún caso el valor de CV en el tiempo excedería del que correspondiese al costo medio antes indicado. CMg = Costo marginal del mercado de corto plazo. b) Generación Instalada

b.1) Potencia

Preciopot = Precio pb *Factorp

Donde:

Preciopb : Precio base de la potencia que fi gura en el contrato, en S/./kW-mes.

Factor RPB: Factores de actualización establecidas en la resolución de precios en barra aprobada

anualmente por Osinergmin.

b.2) Energía

𝐶𝑉0+ 𝑏

𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

Donde: “a” y “b” = Factores de ponderación que representan la cantidad de horas al año que el proyecto suministrará energía a sistema y aquellas en los cuales no operará y sólo realizará retiros, respectivamente. Donde a + b = 1. Estos factores serán definidos por Osinergim cada 4 años. CV = CVo se calcularía considerando los precios obtenidos de aplicar el costo medio del gas natural considerando los precios de boca de pozo, transporte y distribución al momento de la convocatoria. En ningún caso el valor de CV en el tiempo excedería del que correspondiese al costo medio antes indicado. CMg = Costo marginal del mercado de corto plazo.

ANEXO 2: PROCEDIMIENTO PARA EVALUACIÓN DE LAS OFERTAS

La adjudicación de los requerimientos destinados al Servicio Público de Electricidad y a los Usuarios Libres se efectúa considerando el orden de prioridad de conformidad con el Artículo 9° del Reglamento y los siguientes principios:

1. Para efectos de la adjudicación se utilizará el Precio de Oferta Ponderado.

2. Los Precios de Oferta Ponderados no podrán exceder el Precio Máximo de Adjudicación.

3. Sólo para efectos de la adjudicación, los Precios de Oferta Ponderados de Ofertas vinculadas a un proyecto de nueva central hidroeléctrica serán corregidos multiplicándolos por el factor de descuento que establece el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad.

4. Se adjudicará primero las Ofertas de la generación existente y de los proyectos cuyo ingreso en operación comercial sea previo a la fecha de inicio del Plazo Contractual. Si no se cubriera la demanda requerida, se procederá a adjudicar las Ofertas de los proyectos cuyo ingreso en operación comercial sea posterior a la fecha de inicio del Plazo Contractual.

5. Las Ofertas adjudicadas se asignarán conforme a lo indicado en el literal E que fi gura líneas abajo.

A continuación se detalla la aplicación de estos procedimientos cuando se opte por el sistema de licitación de sobre cerrado. En caso se opte por el sistema de Reloj Descendente deberá explicarse apropiadamente la implementación del mismo.

A. Ordenamiento de Ofertas Económicas

1. Se determinará el Precio de Oferta Ponderado correspondiente a cada Oferta Económica, conforme a lo señalado en el numeral 3.28 de la presente Norma.

2. La suma de las potencias ofrecidas en las Oferta Económicas de un Postor no deberá superar la Potencia Firme acreditada por el COES como disponible para el Plazo Contractual. En caso la supere, se procederá a eliminar aquellas Ofertas Económicas con Precio de Oferta Ponderado mayor hasta cumplir con la condición antes indicada. Las Oferta Económicas no eliminadas serán consideradas aceptables.

3. Se considerarán como Ofertas Económicas válidas sólo aquellas Oferta Económicas aceptables cuyos Precios de Oferta Ponderado no sean superiores al Precio Máximo de Adjudicación establecido por OSINERGMIN.

4. Sólo para efectos de la adjudicación, los Precios de Oferta Ponderados de Ofertas Económicas válidas vinculadas a un proyecto de nueva central hidroeléctrica serán corregidos multiplicándolos por el factor de descuento que establece el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad.

5. Los Precios de Oferta Ponderados de las Oferta Económicas válidas se ordenarán en una tabla de acuerdo con el siguiente orden de prioridades:

a) De menor a mayor Precio de Oferta Ponderado.

b) De mayor a menor cantidad de potencia ofertada en caso de igual Precio de Oferta Ponderado.

c) Por sorteo en caso presenten igual Precio de Oferta Ponderado e igual cantidad de potencia ofertada.

B. Ordenamiento de Oferta Económicas Opcionales

1. Se determinará el Precio de Oferta Ponderado correspondiente a cada Oferta Económica Opcional, conforme a lo señalado en el numeral 3.28 de la presente Norma.

2. La suma de las potencias ofrecidas en las Oferta Económicas Opcionales no deberá superar la Potencia Firme declarada del proyecto de nueva generación asociado. En caso la supere, se procederá a eliminar aquellas Ofertas Económicas Opcionales con Precio de Oferta Ponderado mayores hasta cumplir con la condición antes indicada. Las Oferta Económicas Opcionales no eliminadas serán consideradas aceptables.

3. Se considerarán como Oferta Económicas Opcionales válidas sólo aquellas Oferta Económicas Opcionales aceptables cuyos Precios de Oferta Ponderado no sean superiores al Precio Máximo de Adjudicación establecido por OSINERGMIN.

4. Sólo para efectos de la adjudicación, los Precios de Oferta Ponderado de Ofertas Económicas Opcionales válidas vinculadas a un proyecto de nueva central hidroeléctrica serán corregidos multiplicándolos por el factor de descuento que establece el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad.

5. Los Precios de Oferta Ponderados de las Oferta Económicas Opcionales válidas se ordenarán en una tabla de acuerdo con el siguiente orden de prioridades:

i) De menor a mayor Precio de Oferta Ponderado.

ii) De mayor a menor cantidad de potencia ofertada en caso de igual Precio de Oferta Ponderado.

iii) Por sorteo en caso presenten igual Precio de Oferta Ponderado e igual cantidad de potencia ofertada.

C. Adjudicación de las Ofertas Económicas

1. Se procederá a abrir los sobres que contienen las Ofertas Económicas y se ordenarán conforme a lo indicado en el literal A anterior.

2. Se determinará la Potencia Requerida para el Plazo Contractual como: =

∑∑ + i j D PFij PVij ( ) D : Potencia Requerida para el Plazo Contractual. PFij : Potencia Requerida Fija de la Distribuidora j en el Punto de Suministro i para el Periodo Contractual. PVij : Potencia Requerida Variable de la Distribuidora j en el Punto de Suministro i para el Periodo Contractual.

3. Se procederá a aceptar las Ofertas Económicas válidas hasta que la suma de las mismas igualen la Potencia Requerida, o hasta que no se cuente con más Ofertas Económicas válidas.

C D h k ∑∑ hk ≤ Chk :

Cantidad máxima de Potencia Contratada (Fija más Variable) aceptada al Postor h por su Oferta k. En el caso de que con la última Oferta Económica válida se supere el requerimiento D, se tomará como Chk de esta Oferta la cantidad necesaria para cubrir exactamente dicho

requerimiento, a menos que el Postor haya indicado dentro de su propuesta, que en este supuesto retira dicha Oferta Económica. En este último caso se tomará el Oferta Económica inmediata, ello hasta agotar las Oferta Económicas válidas.

D. Adjudicación de Ofertas Económicas Opcionales

1. Sólo en caso que no se logre cubrir toda la Potencia Requerida mediante la adjudicación de Ofertas Económicas, se procederá a abrir los sobres que contienen las Ofertas Económicas Opcionales y se ordenarán conforme a lo indicado en el literal B anterior.

2. Se procederá a aceptar las Ofertas Económicas Opcionales válidas hasta que la suma de las mismas igualen la Potencia Requerida menos lo adjudicado a Oferta Económicas en el literal C anterior, o hasta que no se cuente con más Oferta Económicas Opcionales válidas.

∑∑ ≤ −∑∑h k hk m n CCmn D C

CChk : Cantidad máxima de Potencia Contratada (Fija más Variable) aceptada al Postor m por su Oferta Opcional n. En el caso de que con la última Oferta Opcional válida se supere el requerimiento, se tomará como Chk de esta Oferta Opcional la cantidad necesaria para cubrir exactamente dicho requerimiento, a menos que el Postor haya indicado dentro de su propuesta, que en este supuesto retira dicha Oferta Económica. En este último caso se tomará la Oferta Económica Opcional inmediata, ello hasta agotar las Ofertas Económicas Opcionales válidas.

E. Asignación de Suministros del Servicio Público de Electricidad entre Adjudicatarios

1. Se determinará la Potencia Requerida Adjudicada en cada mes (δ) sobre la base de las Ofertas Económicas y Ofertas Económicas Opcionales aceptadas, considerando el mes y año desde que estas últimas inician, según: = ∑∑ +∑∑h k hk m n δ CCmn C 2.

Si δ < D se procederá a reducir los requerimientos destinados a los Usuarios Libres primero y luego, de ser necesario, se procederá a reducir los requerimientos destinados a los Usuarios Regulados hasta alcanzar la Potencia Requerida Adjudicada δ .

El factor de proporción que suponga la reducción se aplicará por igual a cada demanda de los Usuarios Libres de las Distribuidoras. De igual modo, si se redujo la demanda de los Usuarios Regulados, el factor de proporción que suponga dicha reducción se aplicará por igual a cada demanda de los Usuarios Regulados de las Distribuidoras 3.

Se determinará un factor f por Demanda Requerida en el Punto de Suministro i de la Distribuidora j, según lo siguiente.

δ ijx ijx PF f =

PFijx : Demanda Requerida (Potencia Fija más Variable) de la Distribuidora j en el Punto de Suministro i para el Periodo Contractual destinada a la categoría de Usuario x (Servicio Público de Electricidad o Usuarios Libres).

4. Por cada Punto de Suministro i de la Distribuidora j, las cantidades de Potencia Contratada que se adjudicarán al Postor h por su Oferta k (u Oferta Opcional k) en el mes t para la categoría x, se obtendrán de multiplicar su potencia adjudicada por el factor f ijx, correspondiente.

5. La Potencia Contratada adjudicada a cada Postor en cada Punto de Suministro y categoría de Usuario se distribuirá en sus componentes Potencia Contratada Fija y Potencia Contratada Variable, en la misma proporción de estas.

ANEXO 3: COMPROMISO DE CONFIDENCIALIDAD

............................................................ [denominación del Postor], con domicilio en

............................... ............................................ [datos de ubicación del Postor], debidamente representado por .....................................................[nombres y apellidos del Gerente General del Postor] identificado con D.N.I. N°......................., según poder inscrito en ........................ ......, como Postor del Proceso conducido por [Nombre del Conductor del Proceso], DECLARA BAJO JURAMENTO que:

I. Que [denominación del Postor] está interesado en participar como postor en el Proceso de Licitación organizado en aplicación de la Resolución OSINERGMIN N° 688-2008-OS/CD, Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832, conducido por [Nombre del Conductor del Proceso].

II. Que [denominación del Postor] está interesado en obtener información para participar en la referida Licitación ,y por tal motivo, tendrá acceso a cierta información relativa a la misma.

III. Que la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832” establece la obligación de los participantes en el proceso de Licitación, de suscribir un compromiso de confidencialidad.

En atención a lo cual, expresamente asumimos y nos comprometemos a cumplir las siguientes obligaciones y compromisos:

PRIMERA.- [denominación del Postor] se obliga a mantener en forma confidencial y a no proporcionar ni revelar a terceros la Información Confidencial, así como a no emplearla para otro propósito distinto del de la participación en la Licitación y limitar el acceso a la misma exclusivamente a aquellos empleados que en cada caso precisen tener acceso a la misma, asegurándose que los mismos preservan su carácter de confidencialidad. [denominación del Postor] será responsable del cumplimiento de la obligación de confidencialidad por parte de su personal. A los efectos del presente Compromiso de Confidencialidad, se entenderá como “Información Confidencial” cualquier información revelada a la Sociedad, sus empleados o asesores o a la que la Sociedad, sus empleados o asesores hayan podido tener acceso, relativa a la Licitación, ya sea por escrito, oralmente, en forma de programas informáticos o cualquier otra forma o por cualquier otro medio o soporte, tangible o intangible, actualmente conocido o que posibilite conocer el estado de la técnica en el futuro con motivo del procedimiento relativo a la Licitación. En particular, se entenderá que la “Información Confidencial” comprende el Código del postor, los Códigos de las Oferta Económicas y Ofertas Económicas Opciones, la potencia comprometida como mínimo, el número de sobres, así como cualquier otra información que el postor haya revelado o le haya sido revelada en la Licitación. No obstante, no será considerada “Información Confidencial” aquella información: a) Que fuera del dominio público en el momento de haberle sido revelada a la Sociedad. b) Que, después de haberle sido revelada, fuera publicada o de otra forma pasara a ser de dominio público sin que haya mediado incumplimiento de su obligación de confidencialidad. c) Que haya sido solicitada por las Autoridades Administrativas o Judiciales competentes, en cuyo caso, deberá comunicar tal requerimiento al Conductor del Proceso y a OSINERGMIN, previo a la revelación de la información correspondiente.

SEGUNDA.- Los asesores de [denominación del Postor] que, por la naturaleza de su trabajo, deban tener conocimiento de la Información Confidencial deberán suscribir, a su vez, con el

postor, un compromiso de confidencialidad, en los mismos términos y condiciones que el presente, de modo que se preserve la confidencialidad de la información y no actúen como conducto para el traslado de dicha información. No obstante, en caso de revelación de la información confidencial por parte de personal del postor, las sanciones administrativas que acarreen dicho incumplimiento, serán aplicadas en forma solidaria entre el postor y sus empleados.

TERCERA.- Las obligaciones de confidencialidad y uso de la información mantendrán su vigencia durante el plazo de un (1) año a partir de la fecha de la firma del presente Compromiso o, en el caso de que acontezca primero, hasta el momento de cierre de la última convocatoria del presente proceso de Licitación.

CUARTA.- En caso de incumplimiento de estos compromisos de confidencialidad, sin perjuicio de las sanciones administrativas y penales que se pudiesen aplicar, el Postor quedará inhabilitado durante cuatro (4) años para participar en las subastas que se efectúen al amparo de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 688- 2008-OS/CD.

En la ciudad de Lima, a los XX días del año XXX.

NOMBRE Y FIRMA

ANEXO 4: COMPROMISO DE NO-COLUSIÓN

............................................................ [denominación del Postor], con domicilio en

............................... ............................................ [datos de ubicación del Postor], debidamente representado por .....................................................[nombres y apellidos del Gerente General del Postor] identificado con D.N.I. N°......................., según poder inscrito en ........................ ......, como Postor del Proceso conducido por [Nombre del Conductor del Proceso], DECLARA BAJO JURAMENTO que:

I. Que [denominación del Postor] está interesado en participar como postor en el Proceso de Licitación organizado en aplicación de la Resolución OSINERGMIN N° 688-2008-OS/CD, Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832, conducido por [Nombre del Conductor del Proceso.

II. Que [denominación del Postor] está interesado en obtener información para participar en la referida Licitación y por tal motivo, tendrá acceso a cierta información relativa a la misma.

III. Que la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832” establece la obligación de los participantes del proceso de Licitación, de suscribir un compromiso de no colusión.

En atención a lo cual, expresamente asumimos y nos comprometemos a cumplir las siguientes obligaciones y compromisos:

PRIMERA.- El Postor no ha celebrado ni celebrará, ningún acuerdo de ningún tipo, ni ha realizado ni realizará ningún tipo de comunicación, ni ha proporcionado ni proporcionará información a ningún competidor ya sea de forma directa o indirecta, privada o pública, con respecto a cualquier aspecto relativo a la Licitación. Asimismo, declaro conocer que estas actividades vulneran las condiciones de competencia en la subasta y son merecedoras de aplicación de sanciones administrativas y penales, de ser el caso.

SEGUNDO.- Los asesores de [denominación del Postor] que, por la naturaleza de su trabajo, deban tener conocimiento de la Información Confidencial deberán suscribir, a su vez, con el postor, un compromiso de no colusión, en los mismos términos y condiciones que el presente. No obstante, en caso de incurrir en conductas colusorias el personal del postor, las sanciones administrativas que acarreen dicho incumplimiento, serán aplicadas en forma solidaria entre el postor y sus empleados.

TERCERA.- Las obligaciones del presente documento, mantendrán su vigencia durante el plazo de un (1) año a partir de la fecha de la firma del presente Compromiso o, en el caso de que acontezca primero, hasta el momento de cierre de la última convocatoria del presente proceso de Licitación.

CUARTA.- En caso de incumplimiento de este compromiso de no colusión, sin perjuicio de las sanciones administrativas y penales que se pudiesen aplicar, el Postor quedará inhabilitado durante cuatro (4) años para participar en las subastas que se efectúen al amparo de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 688- 2008-OS/CD.

En la ciudad de Lima, a los XX días del año XXX. NOMBRE Y FIRMA

ANEXO 4-MODELO DE CONTRATO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

RESULTANTE DE PROCESO DE LICITACIÓN PARA GENERACIÓN

INSTALADA

CONTRATO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD ENTRE

________________ Y__________________

Conste por el presente instrumento el Contrato para el Suministro de Electricidad que celebran:

De una parte, en su condición de Suministrador, la empresa de generación eléctrica

__________________________, inscrita en ___________________________(Tomo, Ficha o

Partida Registral y Asiento), con Registro Único de contribuyente Nº _______________, con

domicilio en _____________, representado por ____________________, con D.N.I. Nº

___________, debidamente autorizado mediante poder inscrito en _____________ (Tomo,

Ficha o Partida Registral y Asiento), en adelante “EL GENERADOR”; y,

De otra parte, en su condición de Suministrado, ______, identificado con Registro Único de

Contribuyentes Nº ___________, con domicilio en _________________, debidamente

representada por _______________, según poderes inscritos en ____________________, en

adelante, LA DISTRIBUIDORA, en los términos y condiciones siguientes:

PRIMERA. MARCO LEGAL

1.1. El presente Contrato se celebra dentro del siguiente marco legal:

i) Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica;

ii) Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento;

iii) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo

N° 020-97- EM (NTCSE);

iv) Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas

Interconectados, aprobada mediante Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE;

v) Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, Decreto Supremo N° 052-

2007-EM

vi) La Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco

de la Ley N° 28832”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº XXX-20XX-OS/CD,

vii) La Norma “Procedimientos para la aprobación del Plan de Licitaciones de Suministro

de Electricidad para Usuarios Regulados”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN

Nº XXX-20XX-OS/CD

1.2. El presente contrato se rige supletoriamente por el Código Civil y demás normas aplicables.

SEGUNDA. CONDICIONES DE LOS CONTRATANTES

2.1. EL GENERADOR es una persona jurídica cuyo objeto social principal es la generación de

electricidad.

2.2. LA DISTRIBUIDORA es una empresa concesionaria de distribución del servicio público de

electricidad.

2.3. LA DISTRIBUIDORA convocó al Proceso de Licitación.

2.4. EL GENERADOR es Adjudicatario de la Buena Pro del Proceso de Licitación mencionado en

el numeral precedente, para atender la Demanda Base de LA DISTRIBUIDORA.

2.5. Las Partes declaran y garantizan que a la fecha del Contrato son personas jurídicas

constituidas y organizadas de acuerdo a las leyes peruanas, debidamente inscritas en los

Registros Públicos en las partidas que constan en la introducción del Contrato, y que sus

representantes tienen plenos poderes y autorización suficiente para suscribir el Contrato y

obligar válidamente a sus representadas.

TERCERA. OBJETO DEL CONTRATO

Por el presente Contrato EL GENERADOR se obliga a suministrar o hacer que se suministre a LA

DISTRIBUIDORA, en el Punto de Suministro, a partir de la Fecha de Inicio, en forma permanente

y continua, potencia y energía eléctrica, constituyendo éstos los límites máximos de la obligación

de suministro de EL GENERADOR y del derecho de LA DISTRIBUIDORA a recibir dicha potencia y

energía, conforme a las características técnicas establecidas en el presente Contrato.

CUARTA. PLAZO DE VIGENCIA

4.1. El Contrato tendrá un plazo de vigencia de _______ años, comprendido entre la Fecha de

Inicio y de Finalización que se indican a continuación: Fecha de Inicio: _________________

Fecha de Finalización: ____________________.

4.2. A la Fecha de Finalización del presente Contrato, todos los derechos y obligaciones de las

Partes derivados del mismo cesarán automáticamente, excepto aquellos que sobrevivan a

dicha terminación conforme a los términos del Contrato o cualquier derecho y/u obligación

que surja debido a su terminación, en razón del incumplimiento por cualquiera de las Partes

de sus obligaciones bajo el mismo. La terminación del presente Contrato no relevará a

ninguna de las Partes del cumplimiento de las obligaciones contractuales que hubieran

surgido antes de dicha terminación.

QUINTA. SUMINISTRO

EL GENERADOR cumplirá con el suministro de la Potencia Contratada y Energía Asociada materia

de este Contrato en los Puntos de Suministro, ya sea con producción propia o contratada y/o a

través de adquisiciones a terceros, de acuerdo con la legislación vigente.

SEXTA. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL SUMINISTRO

6.1. La electricidad será suministrada en la forma de corriente alterna trifásica según el nivel de

tensión correspondiente a cada Barra señalada en el Anexo A.

6.2. Salvo los casos de fenómenos transitorios de tensión y frecuencia que escapan al control

del sistema eléctrico, o por motivo de fuerza mayor declarado por OSINERGMIN, o cuando

se hubiere acordado otras condiciones, las variaciones de las características de la

electricidad suministrada no excederán las especificadas en la NTCSE vigente y en las que

la sustituya o modifique. Sin perjuicio de lo anterior, y en tanto no se contraponga con lo

mencionado, se considerarán las siguientes variaciones de tensión y frecuencia.

Para la tensión: + 5 % y - 5%

Para la frecuencia: + 1 Hertz y - 1 Hertz

Otras características técnicas se ajustarán a los reglamentos y dispositivos vigentes sobre

el sector eléctrico.

6.3. En caso de incumplimiento de las características establecidas en la presente cláusula, EL

GENERADOR pagará a LA DISTRIBUIDORA las compensaciones y penalidades a que hubiere

lugar por incumplimiento de los niveles de calidad exigidos, de acuerdo con los

procedimientos establecidos en la NTCSE y directivas complementarias, y de manera

proporcional a las potencias contratadas fijadas en los respectivos Contratos que LA

DISTRIBUIDORA tenga firmados con todos sus suministradores.

6.4. En caso que el exceso de las tolerancias establecidas para las perturbaciones (flicker,

tensiones armónicas y otras que definan la legislación del sector eléctrico) sea de

responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA o de sus clientes, EL GENERADOR queda facultado a

trasladar a LA DISTRIBUIDORA las eventuales sanciones o penalidades que tuviera que

pagar a terceros en aplicación de la NTCSE.

SÉTIMA. PUNTO DE SUMINISTRO

EL GENERADOR suministrará la Potencia y Energía a LA DISTRIBUIDORA en las Barras que

corresponden a cada Punto de Suministro y a las Tensiones de Operación; correspondiendo a LA

DISTRIBUIDORA, a partir de las Barras, la titularidad y riesgo de pérdida de la Potencia

Contratada y Energía Asociada suministradas, vendidas, entregadas y/o retiradas bajo el

Contrato.

OCTAVA. POTENCIA CONTRATADA Y SU ENERGÍA ASOCIADA

8.1. EL GENERADOR se obliga a poner a disposición de LA DISTRIBUIDORA la Potencia

Contratada Fija y la Potencia Contratada Variable, así como la Energía Contratada Fija y la

Energía Contratada Variable en cada Punto de Suministro especificado en el Anexo A y hasta

los límites de potencia que resulten de la suma de la Potencia Contratada Fija Mensual y la

Potencia Contratada Variable Mensual, establecidas en dicho Anexo.

8.2. En caso que Usuarios Regulados durante la vigencia del Contrato, se acojan a la condición

de Usuario Libre o viceversa por aplicación de la Ley 28832, pero sigan siendo suministrados

por LA DISTRIBUIDORA, ésta podrá reasignar la Potencia Contratada Fija Mensual y la

Potencia Contratada Variable de acuerdo a lo siguiente:

8.2.1. Migración de Usuarios Regulados a Usuarios Libres de LA DISTRIBUIDORA o

viceversa: La Potencia Contratada a EL GENERADOR para atender a los Usuarios

Regulados o libres de LA DISTRIBUIDORA podrá ser trasladada como Potencia

Contratada destinada para los Usuarios Libres o regulados, según corresponda. La

Potencia total adjudicada no debe variar.

8.2.2. Migración de Usuarios a Usuarios Libres de otro suministrador: Para el caso que

estos clientes pasen a ser atendidos por una empresa tercera, entonces LA

DISTRIBUIDORA podrá solicitar la reducción de la Potencia Contratada Fija

Mensual y la Potencia Contratada Variable; debiendo EL GENERADOR manifestar

su consentimiento o disentimiento en un plazo máximo de 15 días de recibida la

solicitud.

8.2.3. Migración de Usuarios Regulados de LA DISTRIBUIDORA al GENERADOR o de sus

empresas vinculadas: La Distribuidora podrá solicitar a Osinergmin, la reducción

de la Potencia Contratada correspondiente al Usuario Regulado que migra. En este

caso LA DISTRIBUIDORA deberá efectuar la correspondiente solicitud al

Osinergmin, luego de transcurrido como máximo un (01) mes, de que se le ha

notificado el cambio de suministrador.

NOVENA. MEDICIÓN

9.1. Los equipos de medición de potencia y energía serán los instalados actualmente para

determinar los consumos de LA DISTRIBUIDORA en las Barras detalladas en el Anexo A,

correspondiente a cada Punto de Suministro. Estos equipos serán mantenidos por cuenta

de sus respectivos propietarios. En el caso de que estos equipos sean de propiedad de un

tercero, EL GENERADOR deberá formalizar con el propietario el derecho de uso de los

mismos.

9.2. Los medidores en todos los casos serán de Clase 0.2, de tipo electrónico, con facilidad

para interrogación a distancia vía telefónica. Deberán poseer además capacidad de

registro para almacenar un mínimo de treinta y cinco (35) días de información esencial

para la facturación.

La actualización de la hora, así como la modificación de la configuración de la página base

y/o memoria de los medidores, que fueran necesarias, serán efectuadas mediante

teleproceso por los respectivos propietarios de los mismos, previa notificación escrita a la

otra Parte o a las Partes, en caso que los medidores sean de propiedad de terceros. Una

vez efectuadas dichas acciones, los respectivos propietarios de los medidores remitirán a

la otra Parte o a las Partes –según caso- vía correo electrónico el archivo de cada medidor,

que contiene la información almacenada hasta el intervalo de quince (15) minutos

inmediato anterior al inicio de la ejecución de las indicadas acciones.

9.3. Los medidores deberán permanecer sellados. Dichos sellos serán rotos únicamente

cuando vayan a ser configurados, inspeccionados, reemplazados, probados, contrastados

o graduados, debiéndose proceder de acuerdo al párrafo siguiente.

Cualquier intervención en el sitio de los equipos de medición que implicase alteración de

los registros (reemplazos, contrastes, etc.) deberá efectuarse en presencia de

representantes de EL GENERADOR y de LA DISTRIBUIDORA, previamente notificados,

quienes suscribirán un acta incluyendo lo detectado y las acciones adoptadas sobre el

particular. Para ello, EL GENERADOR, si el equipo es de su propiedad o de terceros, o LA

DISTRIBUIDORA, si el equipo es de su propiedad, deberá notificar por escrito a la otra

Parte con una anticipación no menor de _____________ Días Hábiles antes de la fecha

prevista para la intervención.

Las Partes designarán a sus representantes para que estén presentes durante la

realización de la referida intervención. En el acta a ser levantada durante la intervención

se dejará asentada cualquier observación y/o discrepancia derivadas de la intervención

de los equipos. La inasistencia de una de las Partes no impedirá la realización de las

intervenciones e implicará consentimiento de los resultados obtenidos.

La prueba, el contraste o graduación de los medidores deberá ser ejecutada por una

entidad designada de mutuo acuerdo por las Partes. En caso de discrepancia para la

designación de la entidad, se definirá por sorteo entre los candidatos propuestos por las

Partes.

9.4. Cualquiera de las Partes podrá instalar en las Barras correspondientes a cada Punto de

Suministro, los equipos de medición que consideren necesarios para ser utilizados como

respaldo de los equipos de medida oficiales, corriendo por cuenta de ellas los gastos de

adquisición, instalación y mantenimiento correspondientes. En ese caso, los equipos de

medición que instalen servirán de respaldo en caso de falla de los equipos de medición

oficiales. EL GENERADOR tendrá derecho a acceder a las señales de los medidores

instalados por LA DISTRIBUIDORA y ésta a los medidores instalados por EL GENERADOR,

siempre que ello no interfiera con el respectivo registro y se realice de acuerdo a los

procedimientos y protocolos técnicos fijados oportunamente por las Partes.

9.5. LA DISTRIBUIDORA y EL GENERADOR tendrán acceso a toda la información registrada en

los medidores utilizados para la facturación, para su lectura mediante línea telefónica y/o

visita de campo, cumpliendo el protocolo que para tal efecto se establezca.

En caso de existir varios generadores suministradores de LA DISTRIBUIDORA, los mismos

tendrán derecho a instalar medidores en forma paralela y a ponerse de acuerdo entre

ellos sobre cuál será el medidor oficial frente a LA DISTRIBUIDORA, o instalar un solo

medidor oficial.

9.6. Para la facturación mensual, EL GENERADOR utilizará la información registrada en los

medidores electrónicos entre las 00:00 horas del primer día y las 24:00 horas del último

día de cada mes.

9.7. La Demanda Máxima Mensual en cada Punto de Suministro se considerará como la

sumatoria de los valores de las potencias medias registradas para cada una de las Barra a

que se refiere dicho Punto de Suministro, en períodos sucesivos de quince minutos,

coincidente con la máxima demanda de Horas Punta del SEIN determinada por el COES-

SINAC.

9.8. Los equipos de medición se probarán por lo menos cada ______ años, y

extraordinariamente cuando lo requiera cualquiera de las Partes, previa solicitud escrita.

En este último caso, si el equipo resultase con un error superior al de su clase de precisión,

el costo de la prueba será de cargo de EL GENERADOR, si el equipo es de su propiedad o

de terceros, o LA DISTRIBUIDORA, si el equipo es de su propiedad. Si el error fuese igual o

inferior a dicho límite, el costo de la prueba será de cargo de la Parte solicitante.

Si se comprobase la existencia de error que supere al de su clase de precisión, o que algún

instrumento de medición destinado a la facturación se encuentra defectuoso o mal

calibrado; la reparación, reajuste o reemplazo a que haya lugar serán de cargo de EL

GENERADOR, si el equipo es de su propiedad o de terceros, o LA DISTRIBUIDORA, si el

equipo es de su propiedad.

9.9. En caso que, por falla en los equipos de medición, no se hubiese registrado correctamente

las cantidades absorbidas o que las pruebas de los instrumentos de medición revelasen

un error superior al de su clase de precisión EL GENERADOR, en coordinación con LA

DISTRIBUIDORA, hará el respectivo reajuste en la facturación, utilizando la mejor

información disponible. En caso de errores de calibración, la refacturación comprenderá

un período igual al período durante el cual se registraron inexactitudes en la medición.

DÉCIMA. COORDINACIONES OPERATIVAS

10.1. Las situaciones de emergencia originadas por la desconexión forzosa de equipos de

generación y/ o transmisión en el SEIN, así como la duración de las mismas, serán

comunicadas inmediatamente por el Supervisor de Turno del Centro de Control de EL

GENERADOR al Supervisor del Centro de Control de LA DISTRIBUIDORA por teléfono y

regularizadas mediante fax o correo electrónico dentro de las veinticuatro (24) horas.

EL GENERADOR deberá informar sobre la falla o indisponibilidad ocurrida y el plazo

estimado de duración, tan pronto como disponga de la información del Coordinador de la

Operación del Sistema en Tiempo Real.

Las Partes utilizarán el procedimiento según lo establecido en la Norma Técnica de

Operación en Tiempo Real.

10.2. De ser el caso, EL GENERADOR y LA DISTRIBUIDORA deberán coordinar la selección de sus

equipos de protección y efectuar su mantenimiento permanente, con el objeto de evitar

que su funcionamiento pueda producir efectos negativos en los sistemas eléctricos de

alguna de las Partes.

10.3. Las Partes reconocen que en algunas circunstancias pueden ocurrir emergencias dentro

del SEIN, por lo que cada Parte buscará notificar a la otra tan pronto como tome

conocimiento de cualquier hecho de tal naturaleza.

10.4. Frente a estas situaciones de emergencia EL GENERADOR realizará sus mejores esfuerzos

para lograr que las empresas involucradas en el suministro de Potencia Contratada y

Energía Asociada a LA DISTRIBUIDORA lo realicen según los parámetros de calidad

estipulados en este Contrato y en la NTCSE.

10.5. LA DISTRIBUIDORA y EL GENERADOR intercambiarán información de los programas

anuales y mensuales de mantenimiento de sus respectivas instalaciones, y que puedan

afectar el normal suministro de Potencia y Energía a LA DISTRIBUIDORA.

10.6. Las suspensiones del servicio para efectuar labores de mantenimiento, revisiones o

ampliaciones en sus propias instalaciones serán programadas en forma conjunta por las

Partes; debiendo observarse las normas de seguridad que los casos ameriten. Para tal

efecto, el Supervisor del Centro de Control de EL GENERADOR coordinará las operaciones,

tanto de mantenimiento como de emergencia, con el Supervisor del Centro de Control de

LA DISTRIBUIDORA.

DÉCIMA PRIMERA. PRECIOS DEL CONTRATO

11.1. Los precios de la potencia y de la energía aplicables durante el periodo de ejecución del

presente contrato se obtendrán como el producto que resulte de multiplicar los

respectivos precios ofertados en el Proceso de Licitación, debidamente actualizados, por

los correspondientes factores de transmisión eléctrica de potencia y energía vigentes

durante el Plazo Contractual, no pudiendo ser variados por acuerdo de las Partes, salvo

autorización previa de OSINERGMIN. El resultado final de los precios de potencia y energía

será redondeado a dos dígitos decimales.

11.2. Si hubiera más de un precio aplicable durante el mes, la facturación de ese mes

considerará lo siguiente:

Para la potencia, se calculará un precio único que será el promedio ponderado de los

precios de potencia aplicables durante dicho mes, utilizando el número de Días de

vigencia de cada precio. El resultado final será redondeado a dos (2) cifras decimales.

Para la energía, se separarán los consumos según los Días de vigencia de cada precio de

energía.

DÉCIMA SEGUNDA. FACTURACIÓN Y PAGO

12.1. La facturación se efectuará en Nuevos Soles por Mes calendario, es decir, por el período

comprendido entre las 00:00 horas del primer Día y las 24:00 horas del último Día del mes;

en forma desagregada por Barra, de acuerdo a las tarifas acordadas en la Cláusula DÉCIMA

PRIMERA. En el caso del mes en que se produzca la Fecha de Inicio, el período

comprendido en la factura respectiva será el que transcurra entre dicha fecha y el último

Día del mes respectivo. Asimismo, en caso de resolverse el presente Contrato, el período

comprendido en la factura respectiva será el que transcurra entre el primer Día del mes y

el Día anterior a que opere la resolución del Contrato.

12.2. Facturación de Potencia y Energía Asociada

12.2.1. La facturación de potencia se efectuará mensualmente. La facturación de la

Potencia Contratada Fija Mensual será igual al producto de la Potencia Contratada

Fija Mensual establecido en la Cláusula OCTAVA por el precio señalado en la

Cláusula DÉCIMA PRIMERA.

12.2.2. La facturación de la Potencia Contratada Variable Mensual será igual al producto

de la potencia que le corresponde a EL GENERADOR conforme al procedimiento

contenido en el Anexo B, por el precio señalado en la Cláusula DÉCIMA PRIMERA.

12.2.3. La potencia a facturar se determina con la Demanda Máxima Mensual

correspondiente a cada Punto de Suministro de acuerdo con el procedimiento

definido en el Anexo B de este Contrato.

En ningún caso se admiten excesos de potencia sobre la suma de la Potencia

Contratada Fija Mensual y la Potencia Contratada Variable Mensual.

12.2.4. La facturación de potencia y energía activa se efectuará mensualmente sobre la

base de los consumos registrados destinados a los Usuarios Regulados y a los

Usuarios Libres.

12.2.5. Para determinar el monto de energía a facturar en el Punto de Suministro de LA

DISTRIBUIDORA se utilizará el procedimiento definido en el Anexo B de este

Contrato.

12.3. Facturación de Energía Reactiva

La energía reactiva será facturada de acuerdo a los criterios y tarifas fijadas por OSINERGMIN.

La energía reactiva a facturar por EL GENERADOR se determinará de manera proporcional a la

energía activa facturada mensual por cada Proveedor que tenga suscrito contratos con LA

DISTRIBUIDORA.

12.4. Facturación de los Cargos de Transmisión

La facturación de los cargos de transformación así como de los peajes y compensaciones por el

uso de los sistemas principal, secundario, garantizado y complementario de transmisión se

efectuará de acuerdo a los precios y metodología regulados por OSINERGMIN, vigentes en el

mes al que corresponda el suministro facturado.

12.5. Procedimiento de Facturación

12.5.1. La facturación del suministro se efectuará mensualmente, en forma desagregada

por cada uno de los conceptos facturados y por cada Barra.

12.5.2. Adicionalmente, EL GENERADOR deberá proporcionar a LA DISTRIBUIDORA, vía

correo electrónico, dentro del plazo previsto para la entrega de la factura, la

información de los consumos registrados en intervalos de quince (15) minutos

para cada Barra de Entrega y Medición.

12.5.3. EL GENERADOR emitirá y presentará a LA DISTRIBUIDORA la factura por el

Suministro efectuado dentro de los primeros _____ Días del mes inmediatamente

posterior al del consumo. La factura deberá ir acompañada con los anexos

sustentatorios que incluyan un resumen de las potencias y energías facturadas.

EL GENERADOR presentará la(s) factura(s) para su cobranza en la oficina de LA

DISTRIBUIDORA indicada en la Cláusula VIGÉSIMA SEGUNDA.

12.5.4. La fecha de vencimiento para el pago de la factura será el día ___________ del

mes siguiente al del consumo. Si el día de vencimiento fuera inhábil, LA

DISTRIBUIDORA pagará al Día Hábil siguiente.

El atraso en la presentación de la factura, los anexos sustentatorios y/o la

información a que se refiere el numeral 12.5.2, más allá de los plazos antes

indicados, producirá que la fecha de vencimiento señalada se postergue por un

número de días equivalente al número de días de atraso, sin responsabilidad

alguna o costo adicional para LA DISTRIBUIDORA.

EL GENERADOR comunicará por escrito a LA DISTRIBUIDORA el número de la

cuenta bancaria en la cual se efectuarán las transferencias correspondientes.

12.5.5. Si las facturas emitidas no fueran canceladas ni observadas antes de su fecha de

vencimiento, EL GENERADOR estará facultado a aplicar los intereses a que se

refiere el Artículo 176° del Reglamento hasta la oportunidad en que se realice el

pago del monto adeudado. Dichos montos podrán ser incluidos en la facturación

del mes inmediatamente posterior o estar sustentados en un comprobante de

pago independiente.

12.5.6. Si LA DISTRIBUIDORA tuviera objeciones a la factura presentada, sustentará dichas

objeciones por escrito dentro del plazo previsto para el pago de la factura,

adjuntando los fundamentos y pruebas pertinentes. La observación parcial de la(s)

factura(s) dentro de su plazo de vencimiento no relevará a LA DISTRIBUIDORA de

su obligación de pagar el monto no observado en la fecha original del vencimiento.

Cualquier observación de las facturas que se realice con posterioridad a su fecha

de vencimiento, no eximirá a LA DISTRIBUIDORA de su obligación de pagar la

totalidad de su importe.

12.5.7. En el caso que LA DISTRIBUIDORA observe la factura, EL GENERADOR procederá a

efectuar la revisión dentro de los _____ Días Hábiles siguientes de notificada la

observación.

Luego de que EL GENERADOR revise la(s) factura(s) observada(s) por LA

DISTRIBUIDORA, las Partes deberán dilucidar y solucionar sus diferencias en trato

directo conforme a los numerales 17.1 o 17.2 de la Cláusula DÉCIMA SÉTIMA,

según corresponda. De persistir las diferencias, éstas se solucionarán a través del

mecanismo de solución de controversias correspondiente.

De no conciliarse las diferencias dentro del plazo para el pago, LA DISTRIBUIDORA

podrá diferir el pago, pero sólo de aquella parte de la factura que hubiese sido

observada. Una vez solucionadas tales diferencias, si la observación resultase

infundada, LA DISTRIBUIDORA deberá pagar los adeudos resultantes, incluyendo

los intereses señalados en el numeral 12.5.5. Si la observación resultase fundada

y subsistiera algún adeudo, LA DISTRIBUIDORA pagará los adeudos resultantes, sin

intereses ni recargo alguno, sin embargo, si como resultado de la solución de la

observación EL GENERADOR debiera restituir montos pagados en exceso por LA

DISTRIBUIDORA, el importe equivalente a dicho exceso deberá ser pagado

conjuntamente con los intereses señalados en el numeral 12.5.5 que se hubieran

devengado desde la fecha en que LA DISTRIBUIDORA efectuó el pago en exceso.

Una vez que los nuevos cálculos se hayan efectuado, EL GENERADOR emitirá la

nota de crédito o débito, según sea el caso, dentro de los __________ Días

siguientes, y la Parte deudora pagará a la otra dentro de los _________ Días de

recibida la referida nota contable.

12.5.8. La falta de pago parcial o total de _____ meses de suministro de electricidad, salvo

lo indicado en el numeral 12.5.6, dará lugar a la suspensión del suministro, que se

entenderá como la suspensión de las obligaciones contractuales por parte de EL

GENERADOR, previa notificación con _______ Días Hábiles de anticipación, y dará

derecho a EL GENERADOR a resolver el Contrato por incumplimiento de LA

DISTRIBUIDORA, en aplicación de la Cláusula DÉCIMA QUINTA.

12.5.9. Sin perjuicio de lo establecido en el numeral 12.5.8, los pagos parciales que

efectúe LA DISTRIBUIDORA se imputarán de acuerdo al orden de prelación

establecido en el artículo 1257° del Código Civil.

12.5.10. En ningún caso procederá que LA DISTRIBUIDORA efectúe compensaciones o

descuentos unilaterales de las facturas del suministro emitidas por EL

GENERADOR, salvo lo indicado en los numerales 12.5.6 y 12.5.7, los que de

producirse, constituirán un incumplimiento del Contrato.

12.5.11. Los precios convenidos en la Cláusula DÉCIMA PRIMERA del Contrato son netos;

vale decir, no incluyen el Impuesto General a las Ventas (IGV) ni cualquier otro

tributo que grave la actividad de suministro eléctrico y que sea de cargo de LA

DISTRIBUIDORA con arreglo a la ley.

TERCERA. LEVANTAMIENTO DE LA SUSPENSIÓN DEL SUMINISTRO

El levantamiento de la suspensión del suministro se efectuará por EL GENERADOR sólo cuando

LA DISTRIBUIDORA haya abonado la totalidad de lo adeudado por consumos, más los intereses

a que se refiere el artículo 176° del Reglamento, siempre que corresponda.

DÉCIMA CUARTA. CALIDAD Y CASOS DE FUERZA MAYOR

14.1. En caso de deficiencias en la calidad del producto o del suministro, EL GENERADOR

compensará a LA DISTRIBUIDORA conforme a lo dispuesto en la Ley, su Reglamento y la

NTCSE.

14.2. En caso de interrupciones por fallas en el sistema de transmisión de las empresas

transmisoras, EL GENERADOR trasladará a LA DISTRIBUIDORA la compensación que le

corresponda recibir de parte de las respectivas empresas transmisoras en aplicación de la

NTCSE en forma proporcional a la potencia suministrada bajo el presente Contrato

tomando en consideración la potencia total suministrada a LA DISTRIBUIDORA por todos

sus proveedores incluido EL GENERADOR.

14.3. EL GENERADOR efectuará las compensaciones a favor de LA DISTRIBUIDORA mediante

una nota de crédito, en la oportunidad prevista en la normatividad vigente.

14.4. Siempre considerando lo establecido en los acápites anteriores, si EL GENERADOR no

compensase a LA DISTRIBUIDORA en la oportunidad establecida por el presente Contrato

o por la normatividad vigente, por tener alguna objeción, una vez subsanada dicha

objeción, EL GENERADOR deberá pagar a LA DISTRIBUIDORA el adeudo resultante,

incluyendo el interés compensatorio y moratorio, de conformidad con el artículo 176º del

Reglamento, devengado desde la fecha en que se produjo la ocurrencia.

14.5. Para efectos de cuantificar la potencia y energía a ser compensadas, éstas se computarán

desde el instante en que se produzca la ocurrencia, conforme a la normatividad señalada

en el primer párrafo de esta cláusula y considerando los estándares de calidad definidos

en ésta y en la Cláusula SEXTA.

14.6. De acuerdo a la naturaleza del servicio eléctrico, pueden existir casos de fuerza mayor,

para lo cual se tendrá en cuenta lo precisado en los numerales que siguen:

14.6.1. La definición, alcance y efectos del caso de fuerza mayor, serán establecidos de

acuerdo a las directivas de OSINERGMIN. Aquella Parte que considere que ha

ocurrido un caso de fuerza mayor deberá acudir a OSINERGMIN dentro de las 48

horas de la ocurrencia, a fin que el Regulador proceda a comprobar y calificar dicho

evento como fuerza mayor. Será de aplicación lo dispuesto en los artículos 1315°

y siguientes del Código Civil del Perú.

14.6.2. En caso que cualquiera de las Partes contratantes, actuando de buena fe y con la

debida diligencia, resultase total o parcialmente imposibilitada de cumplir las

obligaciones que son de su cargo conforme al presente Contrato, por causa de

fuerza mayor, deberá dar aviso por escrito a OSINERGMIN para su calificación

correspondiente.

En tal caso, las obligaciones de la Parte afectada por la fuerza mayor quedarán

suspendidas durante la persistencia del hecho por un plazo no mayor al tope

establecido por OSINERGMIN.

DÉCIMA QUINTA. CAUSALES DE RESOLUCIÓN EXPRESA DEL CONTRATO, PREVIA

NOTIFICACIÓN

15.1. Son supuestos de incumplimiento grave de EL GENERADOR: (i) el incumplimiento de

poner a disposición de LA DISTRIBUIDORA, la Potencia Contratada Fija Mensual y la

Potencia Contratada Variable Mensual y sus Energías Asociadas establecidas en el Anexo

A por causa imputable a EL GENERADOR; (ii) si EL GENERADOR no asumiera el costo de

eventuales compensaciones derivadas de la aplicación de la NTCSE; (iii) la cesión de

posición contractual y/o cesión de obligaciones sin contar con la conformidad de LA

DISTRIBUIDORA; (iv) el incumplimiento de la Cláusula VIGÉSIMA PRIMERA; (v) la falta de

cumplimiento por causa imputable a EL GENERADOR, ya sea parcial o total, de cualquier

obligación sustancial estipulada en el presente Contrato; y (vi) el incumplimiento por EL

GENERADOR de la Resolución del Tribunal Arbitral o Tribunal de Solución de Controversias

que se pronuncie en aplicación de lo dispuesto en la Cláusula DÉCIMA SÉTIMA.

Son supuestos de incumplimiento grave de LA DISTRIBUIDORA: (i) la falta de pago parcial

o total dentro del plazo y con los límites establecidos en la Cláusula 12.5.8; (ii) si LA

DISTRIBUIDORA no asumiera el costo de eventuales compensaciones derivadas de la

aplicación de la NTCSE; (iii) si efectuara descuentos unilaterales de la factura de suministro

emitidas por EL GENERADOR, salvo lo dispuesto en el numeral 12.5.6 y 12.5.7; (iv) la

cesión de posición contractual y/o cesión de obligaciones sin contar con la conformidad

de EL GENERADOR; (v) el incumplimiento de la Cláusula VIGÉSIMA PRIMERA; (vi) la falta

de cumplimiento por causa imputable a LA DISTRIBUIDORA, ya sea parcial o total, de

cualquier obligación sustancial estipulada en el presente o en cualquier documento o

anexo que forme parte integrante del presente Contrato; y (vii) el incumplimiento por LA

DISTRIBUIDORA de la Resolución del Tribunal Arbitral o Tribunal de Solución de

Controversias que se pronuncie en aplicación de lo dispuesto en la Cláusula DÉCIMA

SÉTIMA.

15.2. El incumplimiento de cualquiera de las Partes permitirá a la Parte afectada, exigir el pago

de los daños y perjuicios expresamente estipulados en el presente Contrato.

15.3. Cualquiera de las Partes podrá resolver el presente Contrato mediante carta notarial en

el caso de: (i) incumplimiento grave de la otra Parte de acuerdo a lo indicado en 15.1,

siempre que el incumplimiento persista por más de _________ Días, después que la

correspondiente notificación haya sido cursada por la Parte afectada, salvo por el

incumplimiento de pago, en cuyo caso la resolución del contrato podrá producirse a partir

del décimo Día Hábil de efectuada la correspondiente notificación de incumplimiento; (ii)

fuerza mayor que se extienda por más de ______ meses;

15.4. En caso que la parte afectada opte por la resolución del Contrato, con arreglo al punto (i)

del numeral 15.3, la Parte que incurrió en dicha causal deberá pagar a la otra Parte una

penalidad equivalente a ______ (__) veces la facturación total mensual promedio de los

últimos ______ (__) meses o del período que haya transcurrido. En ningún caso esta

penalidad podrá ser menor al producto de ____ (__) veces la Potencia Contratada por el

precio de la misma. La penalidad deberá ser cancelada a más tardar a los _________ días

calendario de resuelto el Contrato.

15.5. Las Partes acuerdan expresamente que las penalidades descritas en el párrafo precedente

constituirán el límite máximo de la responsabilidad de cualquiera de ellas por daños y

perjuicios derivados o vinculados con el incumplimiento de obligaciones asumidas de

conformidad con el presente Contrato.

15.6. Salvo los casos previstos específicamente en este Contrato, la omisión de cualquiera de

las Partes en exigir a la otra Parte la estricta ejecución de cualquier disposición de este

Contrato o de ejercer cualquier derecho previsto en este Contrato, no será interpretada

como una renuncia o desistimiento del derecho de dicha Parte a recurrir a la respectiva

disposición contractual o a ejercer el correspondiente derecho, salvo que se trate de una

renuncia expresa y por escrito que cuente con la autorización previa de OSINERGMIN.

Ninguna renuncia que efectúe cualquiera de las Partes respecto de cualquier disposición

de este Contrato o a ejercer cualquier derecho en caso de cualquier Incumplimiento

previsto en este Contrato, podrá ser considerada como un precedente aplicable en el

futuro a otras circunstancias o a otras cláusulas, derechos o Incumplimientos.

15.7. A partir del vencimiento del primer año de suministro, el Contrato podrá ser resuelto

anticipadamente sin expresión de causa, a voluntad de LA DISTRIBUIDORA, siempre y

cuando dicha parte pague a la otra Parte una penalidad equivalente al promedio mensual

de las últimas doce (12) facturaciones de Potencia y Energía que el presente contrato

origine, multiplicado por doce (12), considerando como última facturación mensual la

correspondiente al mes en la que se entregue la comunicación de resolución anticipada

del Contrato. Para este supuesto, la Parte que invoque la resolución anticipada del

Contrato deberá hacerlo por escrito y con una anticipación mínima de seis (06) meses con

respecto a la fecha de resolución del Contrato, y deberá hacer entrega a la otra Parte del

cincuenta por ciento (50%) del monto de la penalidad y cancelar el restante cincuenta por

ciento (50%) en cualquier fecha previa a la fecha de la resolución anticipada del contrato

DÉCIMA SEXTA. CAUSALES DE RESOLUCIÓN AUTOMÁTICA DE PLENO DERECHO

Cualquiera de las Partes tendrá derecho a resolver el presente Contrato de pleno derecho,

dentro de los alcances del artículo 1430º del Código Civil, si la otra Parte incurriera en alguna de

las siguientes causales de resolución expresa:

16.1. Si incurriese en causal de insolvencia, disolución o liquidación, o quiebra; o de suspensión

legal del desarrollo de su objeto social, sea voluntaria o involuntariamente, por ley o por

acuerdo con o de los acreedores, o por la asignación a un tercero, encargado o fiduciario,

síndico o cualquier otra persona o personas a la cual se le haya encargado la

administración o posesión de sus activos y propiedades, salvo que se trate de caducidad

de la concesión a que se refiere el artículo 37° de la Ley de Concesiones Eléctricas, en

tanto continúen las operaciones.

16.2. Si la contraparte incumpliera la Resolución del Tribunal Arbitral que se pronunciase en

aplicación de lo dispuesto en la cláusula DÉCIMA SÉTIMA.

16.3. Si la contraparte cediese de cualquier forma las obligaciones que son de su cargo

conforme al presente Contrato en favor de terceros, sin ceñirse al procedimiento

establecido en la cláusula DÉCIMA OCTAVA.

En caso de resolución del Contrato conforme a lo establecido en los numerales 16.2 y

16.3, la Parte que incurrió en el incumplimiento deberá pagar a la otra Parte una

penalidad equivalente a _____ (_ _) veces de la facturación total mensual promedio de

los últimos _____ (__) meses. Cabe indicar que este monto es la máxima compensación

y/o penalidad que se reconocerán las Partes, derivado del presente Contrato. La

penalidad deberá ser cancelada a más tardar a los ____ días calendario de resolución del

Contrato.

DÉCIMA SÉTIMA. SEGUROS

17.1. Es responsabilidad de EL GENERADOR contratar con una empresa aseguradora de

reconocido prestigio las pólizas de seguros establecidas conforme a las Leyes Aplicables y los

usos y costumbres del sector, las cuales deberán mantenerse vigente durante todo el plazo de

ejecución del Contrato, asumiendo el GENERADOR cualquier suma, obligación o responsabilidad

que no resulte cubierta por la póliza respectiva.

17.2. LA DISTRIBUIDORA estará exenta de toda responsabilidad derivada del Contrato, por

accidentes de trabajo, daños o perjuicios al personal del GENERADOR y daños y perjuicios a

terceras personas o a sus bienes, todos los cuales serán de responsabilidad de EL GENERADOR

o de quien resulte su responsable directo conforme a las Leyes Aplicables.

17.3. Queda expresamente establecido que la contratación de cualesquiera seguros por parte

de EL GENERADOR, conforme a la presente cláusula, no limita en modo alguna cualquier

obligación de EL GENERADOR frente a LA DISTRIBUIDORA con ocasión de la ejecución o

inejecución de las obligaciones de EL GENERADOR.

17.4. En caso de siniestro, sea su causa y gravedad, EL GENERADOR deberá informar a LA

DISTRIBUIDORA de inmediato, indicado su fecha, lugar y circunstancias, así como la naturaleza

y monto estimado de los daños.

17.5. Cualquier daño o perjuicio causado por un siniestro no cubierto por la aseguradora

contratada por EL GENERADOR, será de cargo y responsabilidad de EL GENERADOR, que asumirá

la obligación de indemnizar a LA DISTRIBUIDORA y a terceros por la totalidad de daños, costos

y/o perjuicios asociados a este siniestro.

17.6. Al solo requerimiento de LA DISTRIBUIDORA, EL GENERADOR deberá entregar la

documentación que acredite las coberturas tomadas y las condiciones generales y especiales

que las regulan, así como su vigencia. EL GENERADOR se obliga a incluir, como estipulación de

cada póliza que se contrate conforme a lo establecido en la presente cláusula, la obligación del

asegurador de comunicar previamente a LA DISTRIBUIDORA -con al menos treinta (30) días

calendario de anticipación- cualquier suspensión o afectación de la cobertura.

17.7. En caso EL GENERADOR no cubra cualquier prima u obligación frente al asegurador,

derivada de los seguros a los que se refiere la presente cláusula, LA DISTRIBUIDORA podrá, sin

estar obligado a ello, efectuar el pago de dichos conceptos, quedando LA DISTRIBUIDORA

autorizado a efectuar una ejecución parcial o total, según corresponda, de la Garantía de

Operación. El ejercicio o la falta de ejercicio del derecho de LA DISTRIBUIDORA previsto en este

numeral no podrán ser interpretados por EL GENERADOR como una aprobación del

incumplimiento de sus obligaciones frente al asegurador.

DÉCIMO OCTVA.- SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS

18.1. Cualquier controversia que pudiera surgir entre las Partes, relacionada con aspectos

técnicos, regulatorios y normativos vinculados al mercado eléctrico, que sean de

competencia de OSINERGMIN y que se deriven del presente contrato, se deberá de

solucionar, en primer lugar, mediante la negociación directa y la buena fe de las Partes,

siendo responsabilidad de EL GENERADOR informar a OSINERGMIN sobre la controversia

y el acuerdo adoptado.

Si transcurridos diez (10) Días Hábiles de iniciada la negociación directa, persistiese la

discrepancia, todas las desavenencias o controversias, serán sometidas a OSINERGMIN,

tal y como lo dispone el artículo 47° del Decreto Supremo N° 054-2001- PCM.

18.2. Las Partes acuerdan que cualquier controversia por aspectos distintos a los establecidos

en el numeral 17.1 será resuelta en trato directo entre ellas mismas.

Si transcurridos diez (10) Días Hábiles de iniciada la negociación, persistiese la

discrepancia, ésta se someterá a arbitraje de derecho a cargo de un tribunal integrado por

tres árbitros de los cuáles dos serán designados a razón de uno por cada Parte, y el tercero

por acuerdo de los dos árbitros designados por las Partes.

En caso las Partes no se pusieran de acuerdo y no designasen a los árbitros dentro de los

_________ Días Calendario posterior al requerimiento escrito de la Parte solicitante, la

designación del árbitro o árbitros faltantes será realizada a petición de Parte.

El arbitraje se llevará a cabo en la Ciudad de Lima y la duración del mismo no deberá

exceder de _____ Días Hábiles contados a partir de la fecha de instalación del Tribunal

Arbitral hasta la fecha en que se expida el laudo respectivo, pudiendo los árbitros

prorrogar dicho plazo hasta por un período igual.

La materia de la controversia quedará determinada por el contenido de los escritos

mediante los cuales las Partes expresen sus posiciones y las contestaciones que realicen

ante lo expresado por la otra Parte además de los medios probatorios que cada una

presente.

El proceso arbitral a desarrollarse se sujetará a las reglas del Centro de Arbitraje de …, del

Decreto Legislativo que Norma el Arbitraje aprobado mediante Decreto Legislativo N°

1071, o la que la modifique o sustituya.

Es responsabilidad de EL GENERADOR informar a OSINERGMIN sobre la controversia y el

resultado de la misma.

Tratándose de casos en que las Partes sean empresas comprendidas en el ámbito del

Fondo de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado – FONAFE –, aquellas

controversias que no correspondan a OSINERGMIN dirimir, se regirán por las normas que

resultan aplicables a dichas empresas.

18.3. En cualquier caso, las Partes no podrán suspender las demás prestaciones a su cargo sobre

la base del incumplimiento de una obligación cuya exigibilidad o contenido sea objeto de

una controversia sometida a lo estipulado en los numerales 17.1 y 17.2 de la presente

cláusula.

DÉCIMA NOVENA. CESIÓN DE POSICIÓN CONTRACTUAL

19.1. Cualquiera de Las Partes, previa conformidad de la otra Parte, podrá transferir las

obligaciones que son de su cargo o ceder su posición contractual conforme al presente

Contrato a una o varias empresas titulares de la concesión cuya titularidad ostenta, de

modo tal que una o varias nuevas empresas concesionarias, en conjunto, asuman las

obligaciones que son de su cargo, en las mismas condiciones pactadas en este Contrato.

La Parte que efectúe esta operación deberá informar de la misma a OSINERGMIN.

19.2. Aceptada la cesión de posición contractual y/o cesión de obligaciones a que se refiere el

numeral precedente, la Parte cedente queda liberada totalmente de cualquier obligación

resultante del presente Contrato, a partir de la fecha en que dicha cesión le sea notificada

por escrito de fecha cierta.

VIGÉSIMA. EQUILIBRIO ECONÓMICO FINANCIERO

20.1. Cualquiera de las partes que considere que el equilibrio económico del presente Contrato

se ha visto significativamente afectado por cambios en la legislación, en la interpretación

o en la aplicación de la misma, en relación a aspectos económico-financieros, podrá

proponer, por escrito y con la necesaria sustentación, las soluciones y procedimientos a

seguir para restablecer el equilibrio económico tal como es típula en este contrato a la

fecha de su suscripción y en la magnitud que tenía a dicha fecha.

20.2. Las Partes harán sus mejores esfuerzos para acordar las modificaciones que hagan posible

el restablecimiento del equilibrio económico dentro del plazo de treinta (30) días de

presentada la propuesta a que hace referencia el numeral precedente. Si las partes no se

pusieran de acuerdo dentro del referido plazo, entonces cualquiera de ellas podrá

considerar que se ha producido una controversia y seguirá el procedimiento señalado en

la cláusula DÉCIMA SÉPTIMA del presente contrato.

VIGÉSIMA PRIMERA. INTERPRETACIÓN

Los encabezamientos que aparecen al lado de cada cláusula del presente Contrato constituyen

sólo un título referencial, y no serán tomados en cuenta para la interpretación de su contenido.

Todas las referencias en el Contrato a una cláusula o numeral, hacen referencia a la cláusula o

numeral correspondiente del Contrato.

Las referencias en el Contrato a una cláusula incluyen todos los numerales dentro de dicha

cláusula, y las referencias a un numeral incluyen todos los párrafos de éste.

Las Partes acuerdan atribuir a los términos que empiecen con mayúsculas empleados en el

presente Contrato, el significado que tienen en la norma indicada en el numeral (vi) de la

Cláusula PRIMERA, con excepción de aquellos casos en los cuales mediante el presente Contrato

se le otorguen de manera expresa un significado distinto.

VIGÉSIMA SEGUNDA. ANEXOS

Los Anexos mencionados en el presente Contrato, debidamente refrendados por las Partes,

forman parte integrante del mismo.

VIGÉSIMA TERCERA. PAGOS ILEGALES

Las Partes declaran que ninguna ha hecho ni hará pago alguno de naturaleza corrupta a

funcionarios públicos, directamente o a través de sus contratistas independientes. En

consecuencia, las Partes se comprometen a no hacer dichos pagos en relación con la ejecución

de la presente transacción.

VIGÉSIMA CUARTA. DISPOSICIONES DIVERSAS

24.1. En caso que alguna de las cláusulas del presente Contrato dejase de tener vigencia por

haber sido modificada la Ley que le sirve de sustento, este Contrato continuará vigente

en todo aquello que no se oponga a la Ley, de modo tal que el suministro no se vea

afectado por dichos eventos.

En tales casos, las Partes subsanarán las deficiencias a través de manifestaciones

complementarias de la voluntad de las mismas, efectuadas por escrito y con arreglo a Ley.

Las manifestaciones de voluntad que se efectúen deberán contar con la aprobación previa

de OSINERGMIN.

24.2. Las modificaciones del Contrato que las Partes acordaran durante su vigencia, tendrán

validez a partir de la fecha en que fueran suscritas por sus representantes autorizados o

en la fecha que se establezca en forma explícita, y deberá ser necesariamente vía una

adenda o cláusula adicional al Contrato. Las modificaciones que se efectúen deberán

contar con la aprobación previa de OSINERGMIN.

24.3. Para todos los efectos del Contrato, las Partes señalan los siguientes domicilios:

EL GENERADOR:

Domicilio Legal:

Representante Autorizado:

LA DISTRIBUIDORA:

Domicilio Legal:

La Parte que cambie de domicilio legal o de representante autorizado deberá comunicarlo por

escrito a la otra Parte con un mínimo de ________ días de anticipación. Caso contrario, serán

válidas y surtirán todos sus efectos las comunicaciones y notificaciones cursadas a los domicilios

señalados en esta Cláusula.

En señal de aceptación y aprobación de todas y cada una de las cláusulas de este Contrato, lo

firman los representantes de las Partes en dos (2) ejemplares. Firmado en la ciudad de Lima, a

los ___ días del mes de _____ de ______.

por EL GENERADOR por LA DISTRIBUIDORA

ANEXO A: PUNTOS DE SUMINISTRO Y CANTIDADES CONTRATADAS

Para el periodo comprendido entre la Fecha de Inicio y Fecha de Finalización del presente

Contrato, la Potencia Contratada es la siguiente:

Cuadro A-1. POTENCIA CONTRATADA FIJA MENSUAL – USUARIOS REGULADOS

Punto De Suministro

Barra Tensión de Operación

Punto 1

Barra 1 … Kv Mes 1 Mes 2 Mes 3 … … … … … … … … …

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Punto De Suministro

Punto 2

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Cuadro A-2. POTENCIA CONTRATADA VARIABLE MENSUAL – USUARIOS REGULADOS

Punto De Suministro

Punto 1

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Punto De Suministro

Punto 2

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Cuadro A-2. POTENCIA CONTRATADA FIJA MENSUAL – USUARIOS LIBRES

Punto De Suministro

Punto 1

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Punto De Suministro

Punto 2

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Cuadro A-2. POTENCIA CONTRATADA VARIABLE MENSUAL – USUARIOS LIBRES

Punto De Suministro

Punto 1

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

Punto De Suministro

Punto 2

Barra 2 … Kv

Barra 3 … Kv

….. … Kv

ANEXO B: PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA DEMANDA Y ENERGÍA A FACTURAR

Facturación de Potencia Contratada

El siguiente procedimiento se aplicará indistintamente para determinar la demanda y energía a

facturar según lo contratado para los Usuarios Regulados y los Usuarios Libres, de acuerdo con

el Anexo A.

Para determinar la Potencia Contratada que se atribuirá a EL GENERADOR para efectos de la

facturación mensual se aplicarán los siguientes criterios:

(i) La potencia a tomar en cuenta en la facturación será la Demanda Máxima Mensual.

(ii) Si la potencia suministrada total a LA DISTRIBUIDORA, coincidente con la Demanda

Máxima Mensual, fuese menor o igual que la sumatoria de las Potencias

Contratadas Fijas Mensuales, incluido EL GENERADOR, EL GENERADOR facturará la

Potencia Contratada Fija Mensual.

(iii) Si la potencia suministrada total a LA DISTRIBUIDORA coincidente con la Demanda

Máxima Mensual fuese mayor que la sumatoria de las Potencias Contratadas Fijas

Mensuales, se facturará la Demanda Máxima Mensual hasta el límite de la Potencia

Contratada.

(iv) En caso que la Demanda Máxima Mensual sea suministrada por varias empresas de

generación, la Potencia Contratada Variable Mensual a facturar por cada uno de los

generadores que abastecen simultáneamente a LA DISTRIBUIDORA, en esta

modalidad de potencia, será calculada en el mes correspondiente de acuerdo a las

siguientes fórmulas:

(a) Cálculo del requerimiento de potencia variable: La potencia variable requerida

por LA DISTRIBUIDORA, en un determinado mes, es la diferencia entre la

Demanda Máxima Mensual de dicho mes, y las potencias de aquellos

suministradores, incluido EL GENERADOR, con quienes LA DISTRIBUIDORA ha

contratado la modalidad de potencia contratada fi ja mensual (para EL

GENERADOR son los valores que figuran en el cuadro A-1 del Anexo A), de

acuerdo con lo siguiente:

Donde:

PV: Requerimiento mensual de potencia variable de LA DISTRIBUIDORA

D: Demanda Máxima Mensual de LA DISTRIBUIDORA en el mes t.

PCFtj: Potencia contratada fi ja mensual con el suministrador j, para el mes t,

incluido EL GENERADOR.

T: Período contractual (expresado en meses)

(b) Cálculo de la Potencia Contratada Variable Mensual a facturar: La Potencia

Contratada Variable Mensual a facturar por EL GENERADOR en un determinado

mes, se calcula prorrateando la potencia variable requerida por LA

DISTRIBUIDORA (calculada con la fórmula anterior), entre aquellos

contratado la modalidad de potencia contratada variable mensual, de acuerdo

con lo siguiente:

Donde:

PVg: Potencia Contratada Variable Mensual a facturar por EL GENERADOR a LA

DISTRIBUIDORA, hasta el límite establecido en el Anexo A, para el mes t.

PVt: Requerimiento mensual de potencia variable de LA DISTRIBUIDORA, para

el mes t, calculado con la fórmula del literal (a) anterior.

PCVtg: Potencia Contratada Variable Mensual con LA DISTRIBUIDORA, valor que

fi gura en el Cuadro A-2 del Anexo A para el mes t.

PCVtj: Potencia contratada variable mensual con el suministrador j, para el mes

t, incluido EL GENERADOR.

T: Período contractual (expresado en meses).

(v) La potencia total a facturar por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA será la suma

de la Potencia Contratada Fija Mensual más la Potencia Contratada Variable

Mensual determinada en el literal (b) anterior. El reparto de dicha potencia por cada

Barra de Entrega y Medición se hará de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde:

Dgi: Potencia a facturar por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA en la Barra de

Entrega y Medición “i”.

Dg: Potencia total facturada por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA, conforme al

presente Contrato.

D: Demanda Máxima Mensual de LA DISTRIBUIDORA.

Pi: Potencia suministrada a LA DISTRIBUIDORA por todos sus suministradores,

incluido EL GENERADOR, en la Barra de Entrega y Medición “i”.

(vi) La Demanda Máxima Mensual y la Potencia Contratada Variable Mensual serán

determinadas sin considerar los perfiles de carga correspondientes a los clientes

libres, en aquellos casos en los que existan contratos suscritos con otros

generadores que tengan definidos suministros diferenciados para clientes libres o

en los que se haya suscrito contratos para atender exclusivamente dicho segmento.

Facturación de la Energía Asociada:

(i) La facturación de la Energía Asociada será igual al producto del consumo efectivo

de energía de LA DISTRIBUIDORA en cada Barra de Entrega y Medición del Punto de

Suministro, por el precio de la energía activa de Horas de Punta o Fuera de Punta,

según corresponda, señalado en la Cláusula UNDÉCIMA.

(ii) En caso la Energía Asociada hubiera sido suministrada por varias empresas de

generación, la facturación de la Energía Asociada será repartida en forma

proporcional a la potencia facturada por cada suministrador, deduciéndose

previamente la energía asociada a la potencia contratada para clientes libres de LA

DISTRIBUIDORA, en aquellos casos en los que existan contratos suscritos con otros

generadores que tengan defi nidos suministros diferenciados para clientes libres o

en los que se haya suscrito contratos para atender exclusivamente dicho segmento,

de ser el caso.

(iii) La energía a facturar por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA en el mes

correspondiente se determinará de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde:

Eg: Energía Asociada a facturar por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA.

E: Energía Asociada suministrada a LA DISTRIBUIDORA por todos sus

suministradores, incluido EL GENERADOR, deducido previamente el suministro de

energía contratada para atender el Mercado Libre de LA DISTRIBUIDORA, de ser el

Dg: Potencia facturada por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA, conforme al

presente Contrato.

Df: Demanda Máxima Mensual de LA DISTRIBUIDORA, deducido previamente el

suministro de potencia contratada para atender el Mercado Libre de LA

DISTRIBUIDORA, de ser el caso, o la sumatoria de las Potencias Contratadas Fijas

Mensuales, incluidas las de EL GENERADOR, en caso ocurriese lo indicado en el

numeral (ii) del título Facturación de Potencia Contratada del presente Anexo.

(iv) La energía Eg será repartida por cada Barra de Entrega y Medición de acuerdo a la

siguiente fórmula:

Donde:

Egi: Energía Asociada a facturar por EL GENERADOR a LA DISTRIBUIDORA en la Barra

de Entrega y Medición “i”.

Ei: Energía suministrada a LA DISTRIBUIDORA por todos sus suministradores,

ANEXO C: DEFINICIONES

Rigen supletoriamente las definiciones contenidas en el marco normativo señalado en la

cláusula PRIMERA del Contrato.

1. Contrato: El presente Contrato incluidos todos los Anexos adjuntos y todas las enmiendas y

suplementos que las Partes acuerden por escrito.

2. Barras: Son los puntos del sistema eléctrico preparados para entregar y/o retirar energía

eléctrica donde se inician las instalaciones de distribución de LA DISTRIBUIDORA, indicados

en el Anexo A, en donde se efectuará la entrega y medición de la Potencia Contratada y

Energía Asociada.

3. Demanda Base: Demanda de los Usuarios Regulados de LA DISTRIBUIDORA, reconocida por

el Osinergmin en la Resolución que aprueba el Plan de Licitaciones de Suministro de

Electricidad para Usuarios Regulados y las que lo modifiquen, y adjudicada a EL GENERADOR

en el Proceso de Licitación.

4. Demanda Máxima Mensual: Máxima Demanda Mensual de LA DISTRIBUIDORA integrada en

períodos sucesivos de quince minutos coincidente con la máxima demanda de Horas Punta

del SEIN.

5. Días: Días Calendario, siempre que no se indique lo contrario.

6. Días Hábiles: Todos los días del año excepto sábados, domingos, feriados, y aquellos otros

declarados como no laborables a nivel nacional por el Poder Ejecutivo simultáneamente

para el sector público y privado.

7. Energía Contratada Fija: Energía anual (en MWh) a ser suministrada por EL GENERADOR a

LA DISTRIBUIDORA en cada Punto de Suministro, y que LA DISTRIBUIDORA se compromete

a garantizar como pago mínimo mes a mes al Adjudicatario, durante el Plazo Contractual,

de acuerdo con los factores de distribución mensual indicados en las bases.

8. Energía Contratada Variable: Energía adicional (en MWh), hasta el límite de la Energía

Contratada Fija, que EL GENERADOR se obliga a poner a disposición de LA DISTRIBUIDORA,

en cada Punto de Suministro, durante el Plazo Contractual y al mismo precio de la Energía

Contratada Fija.

9. Energía Asociada: Cantidad de energía activa (MWh) asociada a la Potencia Contratada Fija

Mensual y a la Potencia Contratada Variable Mensual suministrada a LA DISTRIBUIDORA en

algún Punto de Suministro en el periodo de un mes.

10. Energía Requerida Fija: Energía (en MWh) requerida por LA DISTRIBUIDORA en cada Punto

de Suministro, durante el plazo contractual.

11. Factores por Transmisión Eléctrica: Para el caso de la potencia corresponderá al factor que

resulte de aplicar las resoluciones de Precios en Barra vigentes; en tanto para la energía se

obtendrá de acuerdo con la siguiente expresión:

FTi : Factor por Transmisión Eléctrica de energía en la barra i en el mes

CMgi,t : Costo Marginal de Corto Plazo determinado por el COES para los contratos de suministro

CMg0,t : Costo Marginal de Corto Plazo determinado por el COES para los contratos de suministro

en la barra de referencia del SEIN (i=0) en el periodo t del mes.

Ei,t : Suma de las energías consideradas como retiro en la barra i en el periodo t del mes, para

12. Fecha de Inicio: Fecha de inicio del suministro de energía según la Cláusula CUARTA del

Contrato.

13. Fecha de Finalización: Fecha de finalización del suministro de energía según la Cláusula

CUARTA del Contrato.

14. Fecha de Suscripción: Día en el que se completó el Contrato con la Oferta de EL GENERADOR

adjudicada en el Proceso y en el que LA DISTRIBUIDORA suscribió el Contrato.

15. Horas de Punta: Son el período del día comprendido entre las 18.00 y las 23.00 horas, con

las excepciones previstas en la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de

las Tarifas a Usuario Final” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD.

16. Horas Fuera de Punta: Son todas las horas del día no comprendidas en las Horas Punta.

17. Ley: Es la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Ley N° 25844, así como

sus normas modificatorias y complementarias.

18. Ley N° 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

19. Mercado Libre: Mercado constituido por los suministros que no pertenecen al Mercado

Regulado.

20. Mercado Regulado: Mercado constituido por los suministros comprendidos en el Servicio

Público de Electricidad, de acuerdo a lo definido por la Ley.

21. NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobado mediante Decreto

Supremo N° 020-97-EM.

22. NTOTR: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas

Interconectados, aprobada mediante Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE.

23. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería.

24. Parte: EL GENERADOR o LA DISTRIBUIDORA.

25. Partes: EL GENERADOR y LA DISTRIBUIDORA.

26. Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios Regulados: Estudio

periódico anual del Osinergmin en el que, por el que se aprueban los procesos de licitación

que convocarán las empresas de distribución eléctrica para cubrir su Demanda Base y/o

Demanda Incremental, con la finalidad de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente

de la energía eléctrica para los Usuarios Regulados, y a su vez el cumplimiento de los

objetivos establecidos en la Ley 28832.

27. Potencia Contratada: Es conjuntamente la Potencia Contratada Fija Mensual y la Potencia

Contratada Variable Mensual.

28. Potencia Contratada Fija: Potencia (en MW) a ser suministrada por EL GENERADOR a LA

DISTRIBUIDORA en cada Punto de Suministro, y que LA DISTRIBUIDORA se compromete a

garantizar como pago mínimo mes a mes al Adjudicatario, durante el Plazo Contractual.

29. Potencia Contratada Variable: Potencia adicional (en MW), hasta el límite de la Potencia

Contratada Fija Mensual, que EL GENERADOR se obliga a poner a disposición de LA

DISTRIBUIDORA, en cada Punto de Suministro, durante el plazo contractual y al mismo

precio de la Potencia Contratada Fija.

30. Potencia Requerida Fija: Potencia (en MW) requerida por LA DISTRIBUIDORA en cada Punto

31. Potencia Requerida Variable: Energía adicional (en MWh) hasta un límite máximo del 10%

de la Energía Requerida Fija.

32. Proceso de Licitación: Proceso de Licitación convocado por LA DISTRIBUIDORA, en

cumplimiento del Plan de Licitaciones de Suministro de Electricidad para Usuarios

Regulados aprobado por Osinergmin, en el que resultó adjudicatario EL GENERADOR, para

atender la Demanda Base de LA DISTRIBUIDORA.

33. Proveedor: Cualquier otra empresa de generación eléctrica.

34. Punto de Suministro: Conjunto de Barras, integrado de acuerdo a los cuadros A-1, A-2, A-3

y A-4 del Anexo A.

35. Reglamento: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto

Supremo N° 009-93-EM, así como sus normas modificatorias y complementarias.

36. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

37. Suministro: Potencia (MegaWatts o MW) y su energía (MegaWatts-hora o MWh),

requeridas por LA DISTRIBUIDORA para sus clientes regulados durante el plazo contractual.

38. Tensión de Operación: Tensión promedio del último año, en cada Barra integrante de un

Punto de Suministro.

ANEXO D: PRECIOS DE SUMINISTRO

1. Precio Base

Cuadro D-1.

2. Fórmulas de Reajuste de los Precios Base

La siguiente Fórmulas de Actualización, se aplicará cuando el Costo Variable se incremente o

disminuya en más de 10% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última

actualización.

de cada mes.

𝐶𝑉0+ 𝑏

𝐶𝑀𝑔

𝐶𝑀𝑔0

3. Precios para facturación

Los precios Preciopot y Precioenergía que resulten de la aplicación de las fórmulas de actualización

se multiplicarán por los correspondientes Factores Nodales de cada Barra, de acuerdo con la

resolución de Precios en Barra vigente a la fecha de facturación.

Los precios que así resulten entrarán en vigencia el cuarto día de cada mes. Dichos precios

deberán ser redondeados a dos decimales antes de su utilización.

ANEXO 5-MODELO DE CONTRATO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

RESULTANTE DE PROCESO DE LICITACIÓN PARA PROYECTOS DE

GENERACIÓN