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La Gestión Tarifaria en el Mercado Regulado de la Energía Eléctrica en el Perú.
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UNIVERSIDAD DE MONTESQUIEU
BORDEAUX IV UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN
MARCOS
FACULTAD DE CIENCIAS ECONOMICAS
La Gestión Tarifaria en el Mercado
Regulado de la Energía Eléctrica en el
Perú
Memoria para la Obtención del Grado de Magíster en Ciencias de la
Gestión Económico Empresarial
Elaborado por : Director de la Memoria :
PAREJA Jorge. Profesor Erick LAMARQUE.
Diciembre 2006
La Gestión Tarifaria en el Mercado
Regulado de la Energía Eléctrica en el
Perú
UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS
Facultad de Ciencias Económicas
Unidad de PostGrado Maestría en Ciencias de la Gestión Económico Empresarial
Convenio Internacional con la Universidad de Montesquieu Bordeaux IV –
Francia.
Diciembre 2006
2
FICHA DE ANÁLISIS DE LA MEMORIA
Titulo : La Gestión tarifaria en el mercado regulado de la
energía eléctrica en el Perú
Director de la
Investigación : Profesor Erick LAMARQUE
Autor : PAREJA Jorge
Fecha de Edición : 31 Diciembre 2006
Editor : Universidad Nacional Mayor de San Marcos
Facultad de Ciencias Económicas
Unidad de Post Grado
Maestría en Ciencias Económicas
Ciencias de la Gestión Económico Empresarial
RESUMEN.
El presente trabajo aborda la problemática observada en el Perú, con
el advenimiento de los procesos de privatización de las empresas del Estado
en el subsector eléctrico, analizando bajo el marco teórico donde ha fallado
la gestión de las políticas regulatorias y pretende , después de su evaluación;
recomendar algunas alternativas que permitirán una mayor confianza de los
actores que participan en el mercado eléctrico peruano.
Palabras Claves: Monopolio natural, mecanismos de regulación, oligopolio ,
integración vertical, integración horizontal, tarifas reguladas, generación
eléctrica, transmisión, redes de distribución, estrategia de precios,
governancia, Minimización lagrangeana.
3
SUMARIO
INTRODUCCION GENERAL .......................................................................... 7
1 Presentación del Tema …………………………………………………………… 7
2 Interés Teórico del Tema ………………………………………………………… 8
3 Interés Práctico del Tema ………………………………………………………… 10
4 La Problemática ........................................................................................... 13
5 Objetivos .......................................................................................................14
6 El Plan ......................................................................................................... 15
Capitulo Preliminar …………………………………………………………………… 16
1 Un esquema general de la Teoría de la regulación del Mercado de
energía Eléctrica peruano .......................................................................... 17
2 Los aportes a la Teoría de la regulación de los mercados eléctricos....... 21
3 La importancia de los mecanismos de regulación eficientes......................23
PRIMERA PARTE : EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PERÚ .......................... 28
INTRODUCCION……………………………………………………………………… 28
Capitulo I : La Reforma del Sector Eléctrico en el Perú................................ 30
Seccion 1 : Antecedentes del Mercado de Energía eléctrica en el
Perú ................................................................................... 31
1.1 La Ley de las concesiones eléctricas……………………………… 41
1.2 El Proceso de Privatización ………………………………………… 45
1.3 Necesidad de la Intervención del Gobierno……………………… 52
Seccion 2 : La Regulación de las Tarifas en el mercado de la energía
Eléctrica .............................................................................. 55
2.1 Aspectos conceptuales sobre la teoría de la Regulación de
Precios en el mercado eléctrico…………………………………… 59
2.2 Desarrollo de la Regulación gubernamental en la Teoría
Económica , una revisión breve…………………………………… 60
4
Capitulo II : Efectos de los procesos regulatorios en los agentes
económicos internos y la eficiencia relativa de las
empresas Eléctricas.................................................................. 6
Seccion 1 : Impactos de la Regulación del Mercado de energía
eléctrica en el Estado Peruano .......................................... 71
1.1 Ampliación de la infraestructura eléctrica en el Perú................ 78
1.2 Tarifas reguladas en los segmentos de Generación , Transmisión
y de Distribución de la energía eléctrica................................... 82
1.3 Incidencia del costo de la energía eléctrica en los
consumidores..............................................................................116
Seccion 2 : La eficiencia relativa de las Empresas del sector eléctrico
Peruano ........................................................................... 129
2.1 La Nueva Estructura empresarial........................................... 131
2.2 Tendencias empresarias y acuerdos bajo el marco regulatorio
del Estado peruano................................................................... 139
2.3 La regulación eficiente y el crecimiento del sector eléctrico..147
CONCLUSIONES PRIMERA PARTE …………………………………………… 155
SEGUNDA PARTE : Problemática del proceso de Regulación e
Imperfecciones ......................................................... 156
INTRODUCCION……………………………………………………………………156
Capitulo I : El marco jurídico : Aplicación y experiencias ………………… 158
Seccion 1 : Ordenamiento Legal vigente ……………………………… 168
1.1 Asociaciones de Empresas Inversoras………………………… 169
1.2 Organismos de Control y regulación del sector de la energía
eléctrica.....................................................................................171
1.3 La defensa del usuario ............................................................ 179
Seccion 2 : Experiencias regulatorias en América del Sur............... 181
1.4 El caso chileno....................................................................... 183
1.5 El caso Argentino................................................................... 185
1.6 Comparaciones contra el caso peruano ……………………… 189
5
Capitulo II : La gestión eficiente de los procesos Regulatorios en el
mercado eléctrico del Perú.
Principales fallas del regulador................................................192
Sección 1 : Flexibilidad de precios y tarifas del sector
Eléctrico ......................................................................... 197
2.1 Imperfecciones en los Precios fijos……………………………… 201
2.2 Tratamiento al inversionista extranjero………………………… 204
Seccion 2 : La Participación de Gobiernos Corporativos e Integración
de mercados …………………………………………………… 210
2.3 La necesidad del Gobierno Corporativo y su importancia en el
desarrollo del sector eléctrico ................................................ 214
2.4 Hacia un crecimiento ordenado del sector eléctrico peruano..218
CONCLUSIONES SEGUNDA PARTE ………………………………………… 220
CONCLUSION GENERAL ………………………………………………………… 221
BIBLIOGRAFIA ………………………………………………………………………229
ANEXOS : Métodos Alternativos en el proceso Regulatorio
6
INTRODUCCION GENERAL
1 Presentación del Tema
Las reformas económicas ocurridas en el entorno de las empresas
públicas del Perú , dedicadas al proceso de Generación, Transporte y
Distribución de energía eléctrica que ha Estado tradicionalmente intervenido
por el Estado. presenta características de "monopolio natural", debido a la
presencia de economías de escala con carácter ex ante , determinados
porque se deciden en la primera etapa de construcción de las Generadoras,
las redes de transmisión y en algún modo el tamaño de la red de
distribución, donde cuanto mayor potencia puedan generar y transportar , el
costo unitario de la siguiente unidad de energía entregada tiende a tener un
costo menor.
Estos fenómenos que distorsionarían el mercado de libre competencia,
hacen necesaria la intervención del Estado; adicionalmente es necesario
asegurar que todos los sectores de la sociedad puedan beneficiarse del
servicio, incluso aquellos que carecen de ingresos propios para costearlos,
y por último evitar la limitación a la entrada de nuevas empresas en el
mercado, producto de los altos niveles de inversión y economías de escala .
Sin embargo , estudios acerca de monopolios naturales y eficiencia
económica muestran que la demanda de electricidad , sobre todo en
sectores productivos de transformación, tiende a ser variable , con ello un
sector económico con alto nivel de inversión en sus etapas de generación y
transmisión, obligan a mantener en lo posible el menor número de empresas
en este sector , dado que no es eficiente duplicar monopolios , es preferible
7
regularlos bajo condiciones favorables tanto para el inversionista como para
el Estado dueño inicial de la infraestructura del sector.
Otro problema que surge en el contexto de la liberación del mercado de
energía eléctrica es la integración vertical, esto es que una sola propietaria
posea generación, transmisión y distribución. En el Perú se dio este caso, no
previsto en el esquema de apertura y regulación del mercado eléctrico
establecido hasta entonces, cuando la empresa Endesa de España, adquiere
a la generadora Edegel SA, en Perú. Asimismo Endesa adquiere a Enersis
de Chile, propietaria de la Compañía Distrilima. La nueva figura que surge
de este esquema comercial es un reforzamiento del monopolio, sobre el
sector industrial más importante concentrado en la capital peruana. El
Estado peruano regula de nuevo generando la Ley No 26876, Ley
antimonopolio y antioligopolio del sector eléctrico en 1997.
Finalmente el esquema teórico aquí vertido y analizado en el anexo No1,
muestra de manera concluyente las condiciones técnicas del mercado
eléctrico y sus diferentes esquemas aplicativos a la realidad, con
fundamentación en la teoría existente en el periodo en que se realizaron
estas transacciones económicas.
2 Interés Teórico del Tema
El estudio de los fenómenos de la regulación en economía del sector
eléctrico han congregado a diferentes especialistas , vertiéndose abundante
información sobre el tema en cuestión. Autores desde Douglas North ,
gestor del Institucionalismo, inciden en el proceso regulatorio de los
monopolios naturales como es el caso de Ronald Braeutigam , pretendiendo
dictar pautas o recetas para optimizar el proceso regulatorio y la eficiencia
8
del monopolio. No lejos están también los análisis sobre la experiencia en
el lado europeo (Gran Bretaña) , donde la regulación del monopolio busca la
eficiencia de la empresa que arriesga en este negocio (Armstrong, Cowan &
Vickers; 1994).
Dentro de la temática figuran los conceptos básicos de apertura a la
inversión del sector privado , analizando el mercado de los servicios con
aspectos monopólicos y oligopólicos con énfasis en el sector de
telecomunicaciones y los aspectos legales (R.Noll & B. Owen).
América Latina no queda exenta de producción de enfoques y/o puntos de
vista dentro del entorno temático, así la CEPAL (Comisión Económica Para
América Latina) ensaya los aspectos históricos legales, dentro del marco
teórico de la competencia monopolística , aplicados al caso peruano
(Humberto Campodónico) , igualmente desde Chile , estudios de formación
dentro de las áreas de competencia de las teorías de la regulación surgen
nuevos enfoques que se orientan a la gestión en el marco tarifario, como es
el caso de Hugh Rudnick y Juan Zolezzi, que profundizan mucho más aún en
la interpretación teórica sobre la competitividad y coexistencia de
competidores, en el esquema de libre juego.
El presente trabajo persigue aportar una descripción y explicación entre las
divergencias de la teoría de la regulación y la gestión de su aplicación
práctica, en el mercado , cuyos efectos se aprecian en los resultados del
proceso de inversión , esquemas de contratos y poder de mercado,
provenientes de una estructura legal incompleta , mostrando en su conjunto
, fallas en el diseño del mercado eléctrico, desde su concepción en los años
de 1990.
9
2 Interés practico del Tema
El estudio de los conceptos teóricos relacionados con la teoría de la
regulación tarifaría en el mercado de servicios eléctricos, cuya aplicación
práctica sobre los precios del servicio , son de vital importancia dado que el
componente energético de desarrollo de una economía nacional , explica en
algún modo , el grado de desarrollo de la industria existente y su dimensión
física . Así el impacto de los precios de la energía eléctrica , como producto
derivado de otros procesos, representa una porcentaje importante en la
función de costes variables de los productos finales y por ello tiene
incidencia en el precio que las firmas presentan al mercado. Costos muy
altos de la energía eléctrica , desincentivan el proceso productivo de otros
bienes y podrían afectar al proceso de desarrollo de una economía en la
región.
Un desarrollo creciente necesita de incremento de los factores de
producción asociados a las tasas de crecimiento de la producción final , la
misma que requerirá se aumente la contribución de la energía eléctrica en el
proceso productivo, así se constituye en un coste directo el la formación del
precio final de mercado de un bien en cuestión. Cabe resaltar que muchos
de estos bienes se constituyen en insumos intermedios para producir otros ,
con ello finalmente el uso intensivo del factor energía , expresado en la
forma de electricidad , es considerable y por ello apreciamos por parte de
muchas empresas , crecientes tendencias hacia el ahorro energético y
búsqueda de procesos tecnológicos de optimización de consumos , basados
en nuevas técnicas de ingeniería como son: las técnicas de cogeneración y
de reconversión energética, tratando de buscar el ahorro del factor, para
10
reducir su incidencia final en el costo variable, transfiriendo su impacto,
bajo el mecanismo de la inversión en activos ; hacia los costes fijos,
traducidos en la inversión de nuevas instalaciones e infraestructura para el
logro del estos fines.
En el ámbito social , el impacto de los costes de energía eléctrica se
reflejan de manera directa en la canasta familiar ; donde la incidencia se
aprecia de dos maneras : Directa , relacionado con el coste unifamiliar de
los servicios de electricidad en el hogar ; y de manera Indirecta ,
relacionado con el coste de otros bienes y servicios que insumen energía
eléctrica para completar su proceso de bienestar y llegar al usuario familiar.
A modo de ejemplo los servicios sanitarios (agua potable y aguas servidas) ;
poseen costes relacionados con el consumo de energía eléctrica de manera
directa, puesto que la gran mayoría de las técnicas de conducción del agua
potable y procesamiento de aguas servidas , se efectúan con equipamiento
electromecánico compuesto por Tableros eléctricos y sistemas de bombeo ,
los cuales operan utilizando electricidad como única fuente energética. Así
también muchos de las comodidades ofrecidas por el proceso de
globalización mundial son realizables gracias a la existencia de fuentes de
electricidad, que proveen la fuente de energía necesaria para que se
verifiquen los procesos de adquisición de información en tiempo real,
fundamento del fenómeno de la globalización.
Consideramos importante hacer mención que muchos de los esquemas
existentes en el ámbito regulatorio del mercado eléctrico peruano no
considera fenómenos que pueden surgir como parte del avance tecnológico
y de la movilidad de las inversiones en países con excedentes de capitales,
inclusive dentro de una misma región (como es el caso de Perú y de las
11
inversiones directas de países fronterizos ) y de los efectos que conllevan
los nuevos elementos combustibles que permiten reconversiones de
infraestructura existente (caso del Gas Natural) en nuevas plantas eléctricas
con mayores ratios de eficiencia productiva, traducidos en menores costes
de operación. Estos avances permiten la implantación de modernos centros
energéticos de generación de electricidad a costos mucho menores y que
bajo esa tendencia , lograrán finalmente convertir un mercado monopólico ,
en una economía liberalizada de competencia monopolística , dado que la
reducción de costos de inversión inicial se reducirán. Pero asimismo este
advenimiento , incluyendo las políticas comerciales de compra-venta de
energía eléctrica a generadores externos (de países fronterizos) surgirán
también nuevas problemáticas como parte de este giro de la estructura del
mercado , con formaciones de frentes (pool) asociados de consumidores
mayoristas , lo que llevará al ente regulador a modificar los modelos de
ajuste de precios y factores de productividad por modelos de casación
tarifaria donde Asociados consumidores mayoristas enfrentarán a múltiples
ofertantes y así el ente regulador deberá adoptar un papel de Administrador
de la subasta de energía como parte de su gestión de regulación del
mercado.
Cabe mencionar que si bien la liberación del mercado de generación
ofrecería mejores precios y estabilidad del suministro contínuo de la energía
eléctrica , el proceso de transporte del mismo , continuará aún en el
esquema del monopolio natural, dado que los costes de implantación de
nuevas redes de transporte (incluyendo los patios de llaves, subestaciones
e infraestructura de control , comando y protección) es una barrera de
entrada al mercado ofertante ; así nuevamente el rol del ente regulador va a
tener que especializarse de manera que permita una armoniosa dualidad en
la gestión de la operación en varios frentes , con modelos de negociación
12
diferentes , atendiendo políticas gubernamentales de orden social y
planificando a futuro el desempeño óptimo de los agentes que intervienen
en este mercado, evitando el poder de mercado y las posibles desviaciones
que haría flutuar el precio en desmedro de cualquiera de ellos.
5 La Problemática
El comportamiento actual del mercado eléctrico peruano, permite analizar
los problemas que se presentan en este , existiendo una estructura de
mercado con aspectos legales, económicos y tecnológicos; sin embargo en
la aplicación de la teoría económica de la regulación , concordante con la
legislación vigente, se aprecian ciertos vacíos derivados de la relativa
discrecionalidad en la gestión del organismo regulador , quien administra los
instrumentos del marco regulatorio en el mercado eléctrico y que en
determinada medida favorecen a unos y limitan el óptimo uso de otros, al
realizarse las transacciones entre los miembros del mercado eléctrico.
Sobre la base teórica existente y la elección de los mecanismos técnicos de
regulación económica de las tarifas , describiremos y señalaremos aquellos
vacíos en los procesos de gestión y cuyos resultados afectan determinadas
variables como son la inversión en el sector, el relativo incremento del
poder de mercado y los problemas de contratación entre los agentes
ofertantes y demandantes de la energía eléctrica.
Asimismo, en el presente trabajo aportaremos una completa descripción de
los recursos teóricos que sobre regulación tarifaría se conocen hasta
nuestros tiempos, indicando algunas de las investigaciones que describen el
estado del arte del conocimiento en materia de regulación tarifaria.
13
6 Objetivos
El principal objetivo que encara el presente trabajo , es esclarecer la
problemática del sub sector eléctrico ; demostrando que esta se presenta
como resultado de una combinación de fallas en el diseño del mercado y
fallas en la gestión de las políticas regulatorias, por parte del ente
regulador.
Utilizando el método del análisis de contenido , que bajo lecturas
sistemáticas de estudios que sobre la teoría existente vamos a evaluar ,
procederemos a descomponer las partes que componen el cuerpo teórico de
la Regulación de los mercados eléctricos, para así analizar cada hipótesis y
contrastarla contra su aplicación en el mercado de la electricidad.
Otro segundo objetivo , que finalmente deviene como resultado de la
presente memoria es recomendar las correcciones que puede hacer en su
gestión el ente regulador , permitiéndose buscar el equilibrio de los precios
óptimos que incentiven a una mayor inversión directa y a una ampliación de
las fronteras eléctricas , cuyo impacto social permitirá finalmente un mayor
grado de penetración del proceso de globalización hacia los sectores menos
favorecidos de la gran ciudad y a las áreas rurales escasamente pobladas y
menos aún beneficiadas por las ventajas inherentes que conlleva la
disponibilidad energética para todos los fines productivos que los agentes
económicos desean aplicar, reduciendo así las condiciones de pobreza ,
originadas por falta de acceso a los beneficios del uso de la energía por los
habitantes del Perú.
14
6 El Plan
El presente trabajo ha sido dividido en varias secciones básicas , agrupados
en dos partes principales que integra esta memoria.
La primera parte pretende describir y exponer la situación general
existente en mercado de la energía eléctrica , incluyendo un breve análisis
situacional , de todo el esquema a nivel nacional.
El enfoque de esta primera parte sirve de base para la evaluación posterior
del mercado eléctrico peruano , basado en el Análisis de contenido de los
modelos económicos asociados a las políticas regulatorias aplicadas en el
Perú , a partir de la formalización de los procesos de privatización que
engloban a las empresas públicas (hasta ese momento) y el marco legal ,
parte de la estructura sobre la que el Gobierno desarrolló estos procesos.
Descomponiendo estas, analíticamente; en hipótesis generales que
describen diferentes enfoques o modelos teóricos para conocer mejor su
alcance. Asimismo se analizará la incidencia de este proceso en el
crecimiento de la economía nacional.
Una Segunda parte expone la problemática del proceso de regulación y las
imperfecciones del mercado , relacionado con el marco jurídico existente y
el ente gubernamental encargado de estas labores regulatorias.
En el contexto histórico , se extrae la experiencia de los mercados con
mayor éxito en procesos de regulación de mercados eléctricos , como
sucede con Argentina y Chile , permitiéndonos elaborar un análisis
comparativo contra el caso peruano.
15
CAPITULO PRELIMINAR
1 Un esquema general de la Teoría de la regulación del
Mercado de energía Eléctrica peruano....................
2 Los aportes a la Teoría de la regulación de los
mercados eléctricos...................................................
3 La importancia de los mecanismos de regulación
eficientes....................................................................
16
1 Un esquema general de la Teoría de la regulación del Mercado
energía eléctrica peruano
El contexto histórico y la teoría tradicional de la regulación , muy
probablemente empieza con la crisis que atravesó el capitalismo desde fines
de la década de 1920 y durante la de 1930 generó un ambiente intelectual
fuertemente contrario a las políticas de “laissez faire”.
Los objetivos de asegurar el pleno empleo y reducir las fluctuaciones
económicas se pusieron en el centro de las agendas de la política pública.
El Modelo keynesiano aportó los fundamentos conceptuales a una activa
política macroeconómica basada en la intervención directa del Estado sobre
la economía. Estados Unidos impulsó desde muy temprano, políticas que
rompen radicalmente con el modelo anterior. Una fuerte coalición de grupos
reformistas instaló, ya en los años de la década de 1930, un amplio régimen
de regulación de los monopolios naturales que incluía los servicios de
utilidad pública (utilities) como telecomunicaciones, agua, electricidad, gas,
petróleo; transporte (carretero, aviación, ferrocarriles); la distribución
mayorista y minorista y las finanzas. Estas políticas regulatorias se
orientan a mejorar la eficiencia de la asignación del mercado, como
respuesta a las economías de escala, y la eficiencia productiva con
caracteres oligopólicos y con tendencias de poder de mercado ,
compensando la ausencia de “presiones competitivas”, para prevenir la
competencia excesiva que a menudo había llevado a “guerras de precios”
desestabilizadoras y para asegurar el acceso universal a los servicios . (1)
(1) Dr. Enrique Rivera Urrutia volumen xiii , número 2 , ii semestre de 2004
pp. 309-372 Revista Gestión y Política Pública.
17
En el otro lado , los países de Europa Occidental basados en monopolios
naturales fueron asumidas por empresas públicas, recibieron la desatención
de los gobiernos en cuanto a la formulación de políticas antimonopólicas. Un
complejo sistema de políticas proteccionistas, instrumentos de promoción y
controles regulatorios llevó al surgimiento de industrias y completos
segmentos sociales de empresarios y rentistas. Esta lógica coherente, fue
producto de la reconstrucción de sus economías destruidas o
semidestruidas por la segunda guerra mundial.
En el otro extremo , los países subdesarrollados , de América Latina ,
buscaron los mecanismos de promover la industrialización generando
esfuerzos de política aplicables a este modelo de acción pública, donde el
predominio de los modelos de industrialización de sustitución de
importaciones era la base predominante en el ámbito intelectual y de
racionalidad económica del Estado activista.
Esta primera parte sirve de base para el análisis posterior del mercado
eléctrico. Procedemos también de manera suscinta a describir los modelos
económicos asociados a las políticas regulatorias aplicadas en el Perú , a
partir de la formalización de los procesos de privatización que engloban a la
infraestructura eléctrica del país, cuando se agota el modelo de
industrialización por sustitución de importaciones.
Acorde a la Ley de Concesiones Eléctricas vigente, la organización
industrial de la electricidad , se conforma de manera que coexisten las
instituciones siguientes:
! Ministerio de Energía y Minas, ente gubernamental que posee una
oficina dedicada al control , gestión y evaluación de la evolución del
subsector eléctrico , dependiente del sector Energía. Esta oficina es
la Dirección General de Electricidad (D.G.E).
18
• OSINERG, son la siglas del Organismo Supervisor de la Inversión
en Energía , ente autónomo que ha dividido sus actividades en
gerencias adjuntas , entre las cuales destaca la Gerencia Adjunta
de Regulación tarifaría (GART) . Algunas funciones de esta
entidad son:
- Fijación de tarifas en barra (energía y potencia) al nivel de
generación cada seis meses y sus fórmulas de actualización.
- Peaje de conexión del sistema principal, fijado anualmente.
- Fijación del Valor Agregado de distribución (VAD) cada cuatro
años y fórmulas de actualización.
- Fijación de las condiciones de ajuste de las tarifas a cliente
final
- Cálculo del costo de racionamiento.
- Fijación del precio básico de la potencia de punta.
- Fijación de los costos de conexión, reposición y mantenimiento.
- Fijación del margen de reserva firme objetivo de cada sistema.
- Fijación de la tasa de indisponibilidad de la unidad de punta.
Adicionalmente se crean dos oficinas que permiten la libre competencia y
posibilita el Despacho de la electricidad entre los productores y los
usuarios. Estas dependencias reciben el nombre de Comité de Operación
Económica del Sistema (COES). La existencia de estas unidades funcionales
permite que diferentes usuarios de energía eléctrica , tenga acceso a la
oferta de la misma , desde diferentes productores (Generadoras) y ésta se
realiza a través de la líneas de transmisión eléctrica, sobre la cual , el COES
controla y regula el libre acceso y permite un flujo controlado sobre la
infraestructura existente.
19
En el Perú se han dividido , para efectos de administración de la
Transmisión ; en dos sectores geográficos, denominados :
- Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) , que abarca desde
la localidad de Marcona, hasta el extremo norte peruano, en
Tumbes.
- Sistema Interconectado del Sur , que engloba a todas las
empresas de la región sur del país.
Aquí desde el año 2000, se ha puesto en marcha la línea de transmisión
Mantaro – Socabaya , que permite la interconexión del SICN con el SIS ,
bajo supervisión del COES. (Ver gráfico No. 20. Sistema Interconectado
Nacional).
Hay que mencionar que desde diciembre de 1992 , fecha en la cual entra en
vigencia la Ley de Concesiones eléctricas , la CTE dedica sus esfuerzos a la
tabulación de la tarifa eléctrica , pese a que no existían todavía la división
del mercado eléctrico peruano. Estos esfuerzos encuentran como
infraestructura existente , una red ineficiente económicamente , puesto que
en la mayor proporción que afectarían los precios del mercado son
reflejados en la redes del usuario común y mayoritario , esto es el servicio
doméstico , por ello se evaluaron diversos modelos basados en los costes
de inversión , así una red eléctrica de distribución (usuario final doméstico)
basado en instalaciones del tipo subterráneo , representa un coste final
mayor que la misma red eléctrica sobre postes aéreos.
20
Hay que notar que esta misma inversión representa el coste final de la
infraestructura , que como resultado se añadirá a los costes de transmisión
( desde el generador hasta el distribuidor) y los costes de generación , cada
uno evaluados de acuerdo al diferentes métodos y diferenciándose la
actividad según clasificación del mercado eléctrico.
La aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas , modifica desde
entonces la estructura de propiedad de las empresas del subsector eléctrico
, permitiendo el ingreso de capitales de inversión extranjera directa en
infraestructura eléctrica . Desde entonces las reglas de juego comprometen
un conjunto de mecanismos de regulación e incentivos que son la plataforma
económico-legal para soportar el crecimiento que se ha generado como
efecto de las mismas.
2 Los aportes a la Teoría de la regulación de los mercados
eléctricos .
En el Subsector eléctrico , se encuentra inicialmente una estructura de
mercado monopólico de alta concentración (Holding) que de manera vertical
integra todos los procesos que implica la generación , la transmisión , la
distribución y la comercialización del producto: energía eléctrica.
La estructura monopólica existente , deviene con los cambios mundiales en
la disyuntiva de la concesión o privatización. En el caso peruano la
privatización de las infraestructuras eléctricas , desde 1992 hacia adelante
modifica la estructura del mercado eléctrico del país. Siguiendo a otros
países como Argentina y Chile , con mayores avances en estos
procedimientos , se subdividen los procesos productivos con dos
finalidades fundamentales:
21
• Eficiencia económica
• Desconcentración de poder (antimonopolio)
El primer punto , básicamente pretende lograrse mediante la expansión de la
oferta de Generación , en este mercado es posible , debido a que los costes
intertemporales de la infraestructura productiva , ha disminuido sus costes,
gracias a los avances de la tecnología de generación , esto se suma a
nuevas fuentes de combustibles que reemplazarán a los primeros procesos
térmicos basados en combustible fósil como petróleo por otros como gas
natural.
En los otros sub mercados (transmisión y Distribución) la eficiencia
económica esta sujeta a los arreglos y concertaciones entre el Estado y los
nuevos propietarios , de modo que se permita la reposición adecuada de la
inversión aúnado a un monto de beneficios que incentiva su participación en
el mercado. A largo plazo los gastos de inversión de las empresas , serán
cubiertas por los valores de recuperación de capitales , que se traduce en
un acuerdo tarifario regulado , que deberá proteger al consumidor (sea
mayorista o minorista) sin desmotivar la continuidad del negocio para el
inversionista. En estos dos segmentos del proceso productivo de la energía
eléctrica , los costes de inversión inicial comprenden Gastos en
Infraestructura y gastos de servidumbre, donde finalmente esta inversión es
muy alta y tiene a convertirse en un coste hundido , solo sujeto a
ampliaciones futuras.
El otro punto a dilucidar es la concentración de poder , cuyo efecto sobre
el precio distorsionaría el mercado con efectos muy adversos para la
economía nacional , debido a la alta incidencia del factor energía dentro de
los costes de producción.
22
Asimismo existen diversos fenómenos reales que deben ser analizados por
la teoría de la regulación , para su correcta aplicabilidad sobre los
procedimientos regulatorios del mercado , como son las asimetrías en la
información, la colusión y concertación de precios , la diferenciación de
precios , la confiabilidad de la red eléctrica , externalidades (variables
como precio del combustible); etc.
Finalmente nuevos enfoques económicos de la teoría de regulación de
mercados , asociados a la implantación de gobiernos corporativos , con
participación efectiva del ente inversor , que permita una transparencia en
la gestión de las empresas y de los entes gubernamentales , para armonizar
el permanente crecimiento y enfrentar con éxito situación exógenas que
incidirán de manera directa sobre los acuerdos tarifarios entre
inversionistas , usuarios y el Estado peruano.
3 La importancia de los mecanismos de regulación eficientes
Los mecanismos de regulación , tratan de asegurar la competencia entre los
componentes del mercado eléctrico , evitando precisamente que la
concentración de poder y los cambios tecnológicos distorsionen éste
mercado y puedan crear situaciones de monopolio natural.
Un ente regulador deberá establecer la manera en que se determinan las
tarifas a cobrar por los servicios regulados. Estas reglas deben de ser
claras y flexibles, pretendiendo tener ajustes que le permitan un rango de
precios acorde al uso eficiente de la energía eléctrica , para ello las
metodología aplicada a los mecanismos de regulación deben de buscar la
23
optimización de estos , con la finalidad de conseguir el mejor esquema de
precios que incentive la inversión directa y a la vez permita tarifas reales y
de fácil acceso al usuario final.
Algunos modelos de la regulación (en teoría) eficientes , que se utilizan a
nivel mundial son:
Regulación por tasa de retorno.
Este sistema de regulación pretende reflejar los costos de la empresa. Se
basa en la información que suministra la empresa al ente regulador. Así, en
el caso de que la empresa regulada desee modificar las tarifas que aplica a
los usuarios del servicio debe realizar una solicitud anticipada al regulador,
para lo cual deberá presentar ante éste un cálculo de los costos de
operación y los costos de capital. El regulador auditará esta información y
establecerá una tasa de retorno razonable sobre el capital. Esta metodología
presenta algunos inconvenientes, ya que no genera incentivos para reducir
los costos, pues el mecanismo permite que la empresa compense cualquier
aumento de costos simplemente apelando al recurso de subir los precios.
Asimismo, este tipo de regulación propicia la realización excesiva de
inversiones de capital, con el objeto de aumentar el flujo de beneficios, en la
medida que la tasa de retorno fijada sea superior a la tasa costo de capital.
Ello desincentiva la empresa para incorporar tecnologías de punta que
reduzcan los costos en el mediano plazo. Por otra parte genera ineficiencias
cuando pretende realizar inversiones en otros núcleos de negocios
diferentes al del giro de la empresa , generando ingresos adicionales con
costos cubiertos por el consumidor eléctrico.
24
También , éste mecanismo no resuelve los problemas de asimetrías de
información, ya que las empresas conocen mejor su estructura de costos
que el regulador. En efecto, el suministro de información para establecer la
regulación del caso dependerá de las empresas reguladas, sin que sea
posible, o sea excesivamente costoso, para el regulador comprobar su
veracidad.
Una alternativas a este esquema de tarificación regulada , es el
establecimiento del precio igual al costo promedio más un markup.
Regulación por índice de precios o price caps.
Este esquema regulatorio hace énfasis en la eficiencia económica de la
asignación de los recursos. Al enfatizar la eficiencia, este mecanismo
pretende eliminar los incentivos perversos que establecen los esquemas de
tasa de retorno sobre aquella, así se fija un tope al crecimiento de la tarifa,
donde el tope se mueve de acuerdo a la inflación
(RPI = inglés Resale Price Index), menos un factor "X" que es la proyección
de la tasa de incremento de la productividad. Este factor "X" es ajustado
periódicamente generalmente cada cuatro o cinco años. De esta manera, al
hacer énfasis en la tasa de incremento en los precios y no en la tasa de
retorno, la empresa inversionista obtiene mayores incentivos para operar
eficientemente porque prefiere obtener beneficios en la medida que reduzca
sus costos.
Sin embargo, este modelo de regulación tarifaria , no define los criterios a
través de los cuales se modifica el factor "X", lo cual genera la posibilidad
de comportamiento oportunista tanto del regulador como de la empresa
regulada.
25
En efecto, la experiencia ha demostrado que en los países donde se ha
implementado este tipo de mecanismos, debido a lo incompleto del contrato,
se genera una indeseable inestabilidad al marco jurídico regulatorio.
Regulación mediante ajuste de precios según modelo de empresa eficiente
(Benchmarking).
Este modelo define cómo debería operar una empresa eficiente y sobre la
base del mismo. Establece la regulación que debería aplicarse a las
empresas que operan en el mercado. De esta manera el desempeño de las
firmas debe ir acercándose en el tiempo al modelo establecido, como
modelo precio-eficiente.
Un problema fundamental se asocia a la presencia de asimetrías de
información entre la empresa regulada y el Organismo regulador. Existe
asimismo la limitación de que su implantación dependerá de la evaluación de
los costes de una empresa ideal y eficiente.
Si una sola empresa provee este servicio, sus costos tendrán una fuerte
influencia sobre lo que el regulador considerará como empresa precio –
eficiente, por lo que si hay suficientes monopolios locales operando en
condiciones similares, la empresa con costes más bajos podría ser
considerada como la más eficiente.
Otra modalidad aceptada es la idealización de un modelo formal de empresa
teórica , con parámetros eléctricos que se aproximan a la realidad y se
denomina Modelo Empresa Eficiente.
En esta conceptualización , tanto el regulador como los regulados se juntan
en un comité que desarrollan un modelo de empresa eficiente , que deberá
aproximarse a las condiciones de operación de cualquiera de las reguladas ,
bajo una administración eficiente y altamente efectiva en los procesos
técnicos.
26
Esta modalidad es utilizada en el Perú , ha sido criticada y con la
experiencia del tiempo transcurrido , se han mejorado algunos aspectos ,
pero constituye una de las aplicaciones reales y aportes de la teoría de la
regulación industrial en nuestro caso.
La globalización no es ajena en estos entornos regulados , la disminución
progresiva de los costes en la infraestructura eléctrica (Centrales térmicas
a Gas más eficientes, plantas eólicas y de energías renovables,
subestaciones eléctricas primarias y secundarias compactas; etc) , sumados
a los usos eficientes de las infraestructuras de transmisión y distribución
(sistemas de transmisión de telecomunicaciones a través de enlaces de
fibras ópticas de banda ancha del tipo OPGW y ADSS) .
Asimismo nuevas tecnologías de aprovechamiento de la red eléctrica de
distribución como el Power Line Carrier de banda ancha) permitirán en un
futuro cercano , nuevos modelos de desregulación de las tarifas y enfoques
orientados a mercados de competencia , donde nuevos modelos
matemáticos como la teoría de los juegos , la economía dinámica y teorías
de conjuntos difusos , permitirán la evaluación de los agentes que
intervienen en estos procesos de cambio , mejorando y permitiendo analizar
de manera más real , los modelos desarrollados para permitir monopolios
regulados que beneficien a los usuarios finales.
27
PRIMERA PARTE
EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PERÚ
INTRODUCTION
Dentro de la clasificación gubernamental , todos los elementos que
participan en el proceso de generar , transportar , distribuir , comercializar ,
regular y utilizar la energía eléctrica con diferentes finalidades , se
encuentran inmersos en el Denominado Sub Sector Electricidad ,
correspondiente al sector Energía que constituye una cartera de orden
ministerial y con dependencia directa del jefe de Estado.
Todos los elementos que entran en juego en estos procesos , desde el
punto de vista de su aplicación , diríamos Industrial y doméstico , fundan
diariamente el mercado de transacciones de energía eléctrica nacional.
Aquí en el Perú , intervienen organismos reguladores por parte del Estado ,
que garantizan el libre juego y disponibilidad de la energía , a todos aquellos
usuarios intermedios y finales , que aportaran valor agregado al proceso. De
hecho las consecuencias de una gestión regulatoria , comprenden análisis
muy detallados de orden técnico , basados en la teoría económica y sus
interrelaciones , creándose así un complejo sistema que nace de la
necesidad primaria del consumo (léase demanda) , que atrae a los
inversionistas a participar en el libre proceso de generación , transmisión ,
distribución y comercialización , de este producto.
28
Es normal que se produzcan distorsiones en el proceso y consecuentemente
asimetrías que derivan de los intereses del inversionista en producir la
maximización rentable y por otro lado el consumidor que pretende el bien ,
bajo las mejores condiciones favorables de mercado , incluyendo en ésta
generalidad , las variables precio y cantidad.
Así en el curso de la búsqueda de la estabilidad intertemporal , se pasan
por situaciones transitorias que deben ser corregidas y adaptadas a los
entornos de cambio circundantes, para lograr el retorno al Estado estable
del conjunto , papel fundamental de los organismos públicas que intervienen
en el desarrollo de los eventos , tratando de regular y asistir al sistema ante
estos problemas y también evaluar los fenómenos exógenos al mismo , que
pueden afectar las variables que mantienen el equilibrio entre productores,
comercializadores y consumidores.
Parte no menos importante , considero la inclusión de modelos de
administración global , que permiten un incremento en la confianza del
inversor , como del usuario ; con esto me refiero a los Gobiernos
Corporativos , cuyo actuación dentro de las empresas , permitirán la
transparencia de la gestión y por que no , el crecimiento más acelerado de
éstas.
29
CAPITULO I
La Reforma del Sector Eléctrico en el Perú
El Perú , la Ley No. 25844, fomenta la competencia mediante la
participación de nuevas empresas en todas las actividades eléctricas, más la
vigencia del libre mercado, la protección al consumidor menor y la
eliminación de los monopolios.
Actualmente, el grado de electrificación alcanza el 55%, el consumo
percápita es de 543 kWh/año, el índice de intensidad eléctrica es de 0.65
kWh/US$ (PBI), y que la elasticidad consumo eléctrico/PBI es de 1.3 . Se
aprecia claramente las interesantes perspectivas del mercado de demanda.
Consideraciones como estabilidad jurídica, política, social, laboral,
económica, la libre disponibilidad de divisas, los convenios internacionales
de estabilidad y garantía a las inversiones suscritos y especialmente la
voluntad del Estado en términos macroeconómicos de optar por el camino
del progreso en una sociedad de libre mercado y eficiencia, se han sentado
las bases para permitir el ingreso de capitales que deseen compartir los
resultados de este progreso.
Perú cuenta con probadas reservas energéticas; a 1992 llegaban a ser del
orden de 1000 millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo, (TEP), de
los cuales el 35% corresponden a Hidroenergía, 31% al gas Natural, 14% a
carbón mineral, 10% a petróleo.
30
El potencial de energía primaria para ser convertido en electricidad y
colocado en el mercado, tanto nacional como de exportación, es muy alto y
con fuentes energéticas de muy bajo costo como es el caso del gas de
Camisea, asociado a costes cada vez menores de las Centrales de
generación con éste combustible, permitirán un mayor incremento de la
producción de electricidad.
Sección 1 : Antecedentes del Mercado de Energía
Eléctrica
En el Perú , hacia 1886 , la Municipalidad de Lima , acorde a las
innovaciones del momento , contrata a la empresa Peruvian Electrical
Construction and Supply Company , cuya finalidad era la de disponer de una
red eléctrica en Lima, que por entonces venía recuperándose de conflictos
fronterizos. Esta etapa en la historia peruana se conoce como la etapa de la
reconstrucción nacional ; donde surgen nuevas actividades como la
extracción del caucho (latex) y los cultivos agroindustriales como el algodón
y el azucar.
Hacia 1906 , operaban cuatro empresas en Lima, éstas se fusionan en una y
adoptan el nombre de Empresas Eléctricas Asociadas.
A partir de entonces, el aporte y auge del sector agroindustrial y las
inversiones (muy difusas) en el sub sector minería , permite un rápido
crecimiento de las centrales de generación eléctricas , basadas inicialmente
en carbón natural y procesos térmicos y luego con el advenimiento de la
tecnología de hidrogeneración, el recurso hídrico es profusamente utilizado,
31
debido a la gran cantidad de recursos disponible y a los reducidos costes
operativos.
En el Perú el sistema eléctrico se rige por parámetros físicos como son una
Tensión de Línea doméstica de 220 Voltios, con un ciclaje de 60 Hertz.
Asimismo la distribución de la energía al usuario final mayoritario
(doméstico) se produce en la configuración monofásica o de fase simple,
utilizando para ello solo dos cables conductores. A nivel industrial la
distribución se realiza en la configuración de tres fases (trifásica) con la
inclusión de un tercer hilo conductor. Cabe mencionar que las
configuraciones antes mencionadas corresponden al esquema Tierra-
Tierra, donde no hay un neutro accesible de retorno. Se asumió de ésta
manera debido al menor coste que representa una inversión en este sentido,
así el sistema eléctrico peruano es del tipo triangulo o delta.
Vamos a definir algunos conceptos básicos para entender inicialmente las
ideas fundamentales acerca de la electricidad y la tecnología que permite
los diferentes procesos involucrados con ella.
La energía eléctrica , proviene en general, de la conversión, en centrales,
de energía mecánica por medio de generadores (o alternadores). La energía
es una de los conceptos básicos de la física gracias a una propiedad
fundamental, la primera Ley de la Energía: la energía no se crea ni se
destruye, solo se transforma.
La electricidad que el Perú consume y que se transporta a través de una red
de cables, se produce básicamente al transformar la energía cinética en
energía eléctrica. Para ello, se utilizan turbinas y generadores. Las turbinas
son enormes engranajes que rotan sobre sí mismos una y otra vez,
impulsados por una energía externa
32
Los generadores son aparatos que transforman la energía cinética, de
movimiento de una turbina, en energía eléctrica.
Hidroelectricidad , La energía mecánica del agua hace mover las turbinas y
éstas el alternador. Así las centrales hidroeléctricas, utilizan la fuerza y
velocidad del agua corriente para hacer girar las turbinas. Las hay de dos
tipos, de pasada (que aprovechan la energía cinética natural del agua
corriente de los ríos) y de embalse (el agua se acumula mediante represas,
y luego se libera con mayor presión hacia la central hidroeléctrica).
Las centrales termoeléctricas, utilizan combustibles derivados del petróleo o
carbón o gas para calentar el agua en las grandes calderas y generar el
vapor de agua que es conducido a la turbina para hacerla girar; ésta a su
vez, acciona el generador para producir así la electricidad. El proceso
térmico . calienta una sustancia, que puede ser agua o gas, los cuales al
incrementar su temperatura , salen a presión y mueven turbinas y entonces
el movimiento se transforma. Como ya hemos visto, para alimentar una
central termoeléctrica se pueden usar muchas fuentes energéticas: carbón,
petróleo, gas natural, energía solar, geotérmica o nuclear, Algunas variantes
son las centrales de ciclo combinado. Utilizan dos turbinas, una a gas y otra
a vapor, el gas calentado moviliza a una turbina y luego calienta agua, la que
se transforma en vapor y moviliza, a su vez, a una segunda turbina.
Algunos conceptos muy básicos que recordaremos para entender mejor
estos procesos arriba descritos como el efecto térmico de la circulación de
la electricidad por un circuito, éste último opone una resistencia al paso de
la misma. Los electrones, en su camino, se ven frenados, experimentando
diversos choques con los átomos. En estos choques se desprende calor, y
este efecto se utiliza para construir estufas y bombillas eléctricas.
33
Por otra parte, la aplicación de electricidad sobre las maquinas eléctricas
capaces de transformar la corriente en trabajo mecánico (motores) ,
constituyen el núcleo central de la operación de los procesos industriales
automáticos y de fuerza. Estos parámetros vamos a analizarlos muy
brevemente :
Trabajo.
Se denomina trabajo al desplazamiento de una fuerza en la propia dirección
de la fuerza, y su valor es, precisamente, el producto de la fuerza por el
desplazamiento. W = F x d
Si empujamos una pared, existe una fuerza aplicada sobre el , pero no hay
desplazamiento, con lo que el trabajo resulta ser nulo.
La fuerza se mide en Newtons (N) y el Trabajo en Julios (J) que resulta de
multiplicar Newton x metro (N x m) obteniéndose Julios.
Energía.
Es todo lo susceptible de transformarse en trabajo. Existen muchos tipos de
energía: energía potencial, gravitatoria, cinética, química, eléctrica, nuclear,
calorífica, luz, radiaciones, étc.
Puesto que la energía puede transformarse en trabajo, se expresará en las
mismas unidades que éste.
Potencia.
Un mismo trabajo puede desarrollarse en más o menos tiempo, la potencia
es el grado de trabajo que desarrollamos en un lapso de tiempo
determinado . A modo de ejemplo podemos empujar un carrito con una
fuerza de 10 Newton y hacerlo desplazar una distancia de 10 metros ,
luego habremos desarrollado un trabajo de 100 julios , sin embargo
podemos demorarnos una (1) hora ó 10 segundos .
34
El trabajo realizado es el mismo, pero no así la velocidad con la que se
realiza. A esta velocidad con que se realiza dicho trabajo se le llama
potencia.
En el sistema internacional de unidades , estos conceptos son evaluados
como sigue:
El trabajo y la energía se expresan en Julio o Joules
1 Julio = 1 Newton x 1 metro (1 J = 1 N x 1 m)
La potencia se expresa en Vatios (W)
1 Vatio = 1 Julio / 1 segundo (1 W = 1 J / 1 s)
1 kilowatio = 1000 vatios = 1Kw = 1000 w.
Para efectos de contabilización utilizamos unidades de tipo práctico:
trabajo ó energía:
KILOWATIO-HORA (Kw-h):
Es el trabajo realizado por un kilowatio durante una hora:
1 Kwh = 1000 watios x 3600 segundos = 3.600.000 Julios
potencia: Caballo Vapor (C.V.) ó Horse Power (H.P.)
1 C.V. = 736 watios = 0'736 Kw.
1 Kw = 1 / 0,736 = 1,36 C.V.
Es entonces que en una primer etapa , el Perú adquiere energía eléctrica vía
generación de vapor producida por carbón. Con el descubrimiento de las
grandes cuencas hidrográficas en el país , sumado al avance tecnológico de
las máquinas eléctricas, se desarrolla con auge, las centrales
hidroeléctricas, siendo la más grande de todas , la Central Hidroeléctrica del
Mantaro , en poder del Estado peruano , y bajo la administración de la
compañía estatal Electroperú SA.
35
Con la llegada del gobierno militar en 1969 , se impulsa un conjunto de
reformas en la estructura del Estado y del país , entre ellas el sub sector
electricidad , creándose un holding estatal denominado Electroperú SA, a
cargo de la cual quedaban todos los procesos de generación y de
transporte, y en algunas zonas del país, también abarcó la distribución y
comercialización de energía.
En Lima, la distribución queda a cargo de la empresa Electrolima SA, otro
monopolio estatal que administra y gestiona el mercado eléctrico de la
capital peruana, la ciudad más densamente poblada y con mayor cantidad de
industrias asociadas, debido al alto grado de centralización del capital.
Entonces se establece la Dirección General de Electricidad, como órgano de
línea del Ministerio de Energía y Minas. Es así que aparecen los primeros
indicadores reales de consumo y de grado de penetración de la electricidad
a nivel de todo el país , muestran también el avance de las políticas
estructurales del Gobierno de Juan Velasco Alvarado (General del ejercito
peruano) que consigue la cifra de crecimiento del subsector de 5,7% (hacia
1973), con inversiones totales equivalentes al 0,5% del PBI a precios de
1995 (2).
En esta etapa de desarrollo de la electrificación a nivel nacional y con
énfasis en el sector rural, el Estado adopta también programas alternativos
como son las microcentrales hidroeléctricas , cuyos niveles de energía son
relativamente pequeños , pero satisfacen las necesidades de los poblados
rurales , donde la concentración industrial es prácticamente cero y el
destino de la energía eléctrica es fundamentalmente para uso doméstico.
36
Sin embargo el aporte de la electricidad en estos ámbitos rurales , permite
el despegue real de las poblaciones, dado que pueden tener acceso a
medios eléctricos de información masivos como son la radio y la televisión ,
acercando al poblador andino y oriental a conocer con mayor detalle las
ocurrencias del siglo y a estar informado masivamente en su área local.
Otra de las ventajas inmediatas son los arreglos educativos para el Adulto ,
tarea que se realizó en horarios nocturnos , en centros comunales y bajo la
iluminación artificial , producto del avance de la electrificación ,
adecuándose a las condiciones de trabajo de los pobladores rurales ,
constituyéndose en una eficaz y probada plataforma de alfabetización.
Hacia 1980 , las inversiones de Electroperú SA, alcanzan cifras altas , en
general el subsector electricidad tiene inversiones que superan los US$ 650
millones anuales , constituyendo alrededor del 1,74% del PBI. Este alto
nivel de inversión , se refleja en el aumento creciente de la potencia
instalada. Sin embargo el principal holding eléctrico peruano , empieza a
mostrar signos de endeudamiento , que no podía ser resuelto con las tarifas
vigentes , debido al atraso y deficiente gestión del mismo en todo orden
administrativo , fundamentalmente por la orientación política que se observa
en el manejo directivo de la empresa.
(2) Las reformas estructurales del Sector eléctrico peruano y características de la
inversión 1992-2000 . Series Reformas Económicas No 25. CEPAL , Mayo 1999.
37
A finales de la última década en el milenio pasado, coexisten diversas
tarifas eléctricas basadas en categoría de uso, donde la cuota social de la
tarifa , ahoga los planes de expansión de las empresas públicas del rubro y
estas son criticadas en cuanto a su forma de administración y al modelo
tarifario vigente. Hacia 1986 , se propone un plan de reestructurar las
tarifas del subsector eléctrico , entonces se propugna la implantación de una
nueva tarifa , que permita cubrir el mínimo coste medio de producción ,
tratando de conseguir en algún modo posible el recupero y mínima
rentabilidad de las empresas del subsector.
Electroperú SA, constituía la empresa productora, transportista,
Distribuidora, comercializadora y regulaba la coordinación y supervisión de
las demás empresas, siendo sus tarifas, referenciales para las demás
empresas del subsector. Hacia 1992 , durante el gobierno peruano de
Alberto Fujimori , el índice de electrificación nacional registraba un nivel
cercano a los 48% , clara muestra de que la mitad de la población del Perú,
no gozaba de los beneficios básicos de la electricidad.
Junto a estos bajos indicadores de desarrollo, la economía peruana salía de
una etapa de crisis, con masivo endeudamiento externo, debido a la negativa
de pago de ésta y a una fuerte restricción y aislamiento del sistema
financiero internacional , como consecuencia de la reacción de los entes
financieros internacionales liderados por el F.M.I (Fondo Monetario
Internacional) frente a los procesos de estatización de la banca peruana en
el gobierno de Alan García, apenas cuatro años atrás.
Impulsado por corrientes que propugnan la globalización y siguiendo el
ejemplo de sus vecinos continentales, el Gobierno peruano de esa época,
promulga el 19 de noviembre de 1992, la Ley de Concesiones eléctricas
38
Decreto Ley 25844 , reglamentada por el Decreto Supremo 009-93-EM ; al
año siguiente, propugnando la liberación de las propiedades del Estado
sobre sus empresas.
Las definiciones descritas anteriormente, que permiten dividir al mercado
eléctrico en Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización,
toman cuerpo con la integración en las grandes líneas eléctricas
interconectadas, como son el SINC (Sistema Interconectado Nacional
Centro) y SIS (Sistema Interconectado del Sur). En los año siguientes se
realizan los procesos de privatización a través del organismo oficial creado
para tales fines COPRI (Comisión para la Promoción de la Inversión
Privada), que realiza los planes de marketing que aplicarían al ofrecimiento
de las diferentes unidades productivas en manos del Estado peruano.
La existencia de consumidores con poder de mercado, obliga a la creación
de los Comités de Operación Económica del Sistema (COES) , traduciéndose
en la posibilidad de que clientes con demandas de consumo mayores a un
(1) Megavatio (1000 Kilovatios) puedan participar comprando directamente
al productor y arrendando la red de transporte de la energía eléctrica hasta
sus puntos de distribución final. Pero también la finalidad del COES es
permitir la adecuada operación del sistema interconectado, permitiendo que
fluya la energía eléctrica hasta donde se necesita y en el momento
oportuno, debido a que la electricidad es un bien cuya característica
principal es que no es rentable su almacenamiento en grandes cantidades
industriales.
Finalmente hacia el 1ro. de noviembre del 2001 , el OSINERG , establece
las Opciones Tarifarias y las condiciones de Aplicación de las Tarifas al
usuario final (regulado) mediante la Resolución 1908-2001-OS/CD. En ésta
se definen tres (3) tarifas en media tensión (hasta los 30,000 voltios) como
39
son MT2 , MT3 y MT4 y hasta ocho (8) tarifas en baja tensión (Menor a
1000 voltios) como son BT2 , BT3 , BT4 , BT5A , BT5B , BT5C , BT6 y
BT7.
Las empresas eléctricas bajo condiciones de regulación, consideran en la
tarifa final , el coste de la inversión, de modo que ésta sea recuperada en un
plazo prudente. Así OSINERG, basándose en modelos de tarificación, incluye
la resolución 1909-2001-OS/CD, denominada “Fijación del valor nuevo de
reemplazo de las instalaciones de distribución eléctrica” incluyéndose los
metrados , deducciones y factores de ajuste de las mismas.
En el año 2003, OSINERG, promulga la resolución 0001-2003-OS/CD con
fecha 11 de enero del 2003, con el nombre de “Procedimiento para Fijación
de Precios Regulados”, aplicando nuevos conceptos a los costes y tarifas y
compensaciones sobre el proceso de transmisión de la electricidad,
especialmente a los sistemas secundarios de transmisión, que son quienes
aplicarían peajes sobre el precio final del usuario, hasta destino.
Hacia Mayo del 2005 varias de estas resoluciones, que tuvieron auge en los
años posteriores a la privatización de las empresas públicas en el Perú,
están siendo modificadas, de modo que puedan ser adaptadas a las nuevas
condiciones que exige el mercado y la tecnología existente.
40
1.1 Ley de las Concesiones Eléctricas
En el Perú, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su reglamento (DS
009-93-EM del 25 de febrero de 1993) constituyen las leyes marco de la
regulación en el sector eléctrico, en ellas se describe inclusive los
procedimientos y metodologías que se deben utilizar para obtener los
precios máximos de generación, transmisión y distribución.
El Decreto Ley No. 25844 , Ley de Concesiones Eléctricas, posee 11 títulos,
donde se expresan adecuadamente los lineamientos que constituyen el
cuerpo de Ley, sobre la cual se rigen las actividades del proceso eléctrico.
El Artículo. 3º. indica quienes pueden ser concesionarios y acogerse a los
términos y condiciones de la Ley:
“a) La generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos y
geotérmicos, cuando la potencia instalada sea superior a 10 MW;
b) La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten
bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte de
éste.
c) La distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de
Electricidad, cuando la demanda supere los 500 kW”
El Artículo. 4º. Precisa con mayor detalle los alcances de la misma, en
cuanto a la tecnología: “Se requiere autorización para desarrollar las
actividades de generación termoeléctrica y la generación hidroeléctrica y
geotérmica que no requiere concesión, cuando la potencia instalada sea
superior a 500 kW.”
El Artículo. 47º. Explica la metodología de cálculo de las tarifas en la barra
eléctrica , así como los reajustes del caso.
41
Otro punto importante del proceso de tarificación es el artículo que limita la
discrepancia de los valores tarifarios entre los calculados por el ente
regulador (OSINERG – COES) y el Generador. Así lo expresa el Artículo.
53º: ”Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas de Energía, no podrán
diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes. El
Reglamento establecerá el procedimiento de comparación.”
Respecto a la distribución, la Ley LCE, prevé los mecanismos y
metodologías en cuanto al cálculo tarifario, que determinará finalmente el
costo que paga el usuario regulado. El Título V donde se presentan las
metodologías para el establecimiento de los precios topes. Según la Ley
mencionada, el precio de la energía que pagan los usuarios tiene dos
componentes: la tarifa en barra y el VAD (artículo 63º). La tarifa en barra
corresponde simplemente al precio que pagan los distribuidores a los
generadores, incluido el costo de transmisión.
El VAD, es el valor adicional que debe agregarse a la energía en la forma
provista por el generador para que llegue a todos los usuarios residenciales,
comerciales e industriales que se abastezcan del distribuidor.
El artículo 64º de la LCE indica: “el VAD se basará en una empresa modelo
eficaz y considerará los siguientes componentes:
! Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de
potencia y energía.
! Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.
! Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados
a la distribución, por unidad de potencia suministrada.”
En su artículo 65º, la Ley señala que “el costo de inversión será la
anualidad del VNR del SEA (VNR-SEA), considerando su vida útil y la tasa
de actualización establecida en el artículo 69º (12%) de la ley”.
42
Asimismo, el artículo 76º indica que “el VNR, para fines de la presente ley,
representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a
prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando
adicionalmente:
! Todos los gastos financieros durante el período de la construcción,
calculados con una tasa de interés que no podrá ser superior a la tasa
de actualización, fijada en el artículo 79º de la presente ley (12%).
! Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las
servidumbres utilizadas.
! Los gastos por conceptos de estudios y supervisión.
! Para la fijación del VNR, los concesionarios presentarán la
información sustentatoria, pudiendo la CTE rechazar fundadamente la
incorporación de bienes innecesarios.”
Entonces tenemos un procedimiento de dos etapas en la fijación de tarifas ,
el artículo 64º habla de un VNR del “sistema económicamente adaptado”,
esto es, de una empresa “modelo eficiente”; mientras en el artículo 70º se
establece un VNR correspondiente a “las instalaciones de cada empresa”.
Es decir, en una primera etapa se hace el cálculo de un VAD para una
empresa de modelo eficiente. De allí surge una primera estimación de
tarifas. En la segunda etapa, la ley obliga a calcular el TIR que obtendrían
las empresas concretas, calculando éste último usando el VNR de las
instalaciones de cada empresa y utilizando la primera estimación de tarifas.
Si el TIR cae debajo del 8% la tarifa debe ajustarse hacia arriba para lograr
el 8%; si el TIR cae por encima del 16% , la tarifa se ajustará hacia abajo
para lograr el 16%.
43
Si bien la Ley de concesiones eléctricas pretende cubrir ampliamente cada
uno de los procesos involucrados en el mercado eléctrico, las condiciones
de regulación son: bajo la óptica de la empresa concesionaria, limitantes
para la generación de márgenes de rentabilidad que podría alcanzar bajo
esquemas monopólicos y oligopólicos, vía concentración corporativa de
propiedad o bajo condiciones de colusión no pactada de precios , creando
así poder de mercado , situación que distorsionaría los precios de equilibrio
del mismo. Aquí es importante considerar las asimetrías existentes en el
intercambio de información, ya que estos procesos son dinámicos. Un
modelo tarifario de corte estático sufriría retrazos (lags) que afectarían más
aún el proceso de equilibrio de precios.
Por otro lado, las concesionarias resienten el hecho de que un ente
regulador, basado en su poder de fijación de precios, podría desincentivar la
entrada de empresas al mercado e inclusive determinar la salida de las que
ya están en él. Esto basándose en que una determinación que no tenga
criterios técnicos y flexibles, afectaría a largo plazo con un disminución de
la rentabilidad muy cercana al coste operativo, así la empresa
económicamente operaria, pero financieramente no resultaría atractivo, sino
posee un valor estratégico para el concesionario. Por ejemplo, una Empresa
Minera con alto consumo de energía eléctrica, consideraría normal operar
en estas condiciones, si le Ley le permite generar para su propio uso,
grandes cantidades de energía y dispondrá de ésta para interconexión a la
red, cuando el excedente le permita cubrir los coste de operación mínimos.
Otro caso vigente , es el hecho de considerar a la Infraestructura (Capital)
como valor a descontar en la inversión , dado que un concesionario pudiese
evaluar que le resulta rentable invertir en elementos accesorios al núcleo
44
del negocio, como sistemas de control avanzados, equipos y sistemas de
telecomunicaciones sofisticados, laboratorios de control de calidad
costosos, lo que se traduciría en un mayor valor a considerar y cuyo
impacto en la tarifa le permitiría una mayor ganancia en el corto plazo,
aunque diste mucho de ser una empresa económicamente óptima y su
eficiencia se reduzca por altos costes en inversión.
Finalmente, la Ley de Concesiones eléctricas, posee también algunos
vacíos, cuya brecha se amplia con la inclusión de nuevas tecnologías en el
mercado de los equipos eléctricos, y que finalmente siempre ocasionaran
desviaciones en el equilibrio final del precio.
1.2 El Proceso de Privatización
La organización de subsector electricidad, en el Perú funciona de manera
creciente, desde 1960 hacia delante debido a la integración vertical en el
proceso, desde la generación hasta la distribución y comercialización de la
energía eléctrica. Muchos de los cambios del entorno continental, afectan a
las empresas relacionadas con estos procesos. En el caso peruano, la
ascensión de los militares al poder en 1968 y a la transformación de la
estructura de propiedad en los planos culturales y educativos, inciden de
manera directa sobre el proceso de generación, debido a nuevos enfoques
en los gastos de inversión, reorientación del los servicios hacia áreas
rurales y participación de sectores sociales antes marginados, en los
procesos de toma de decisiones gubernamentales. Así tenemos que el PBI
en este decenio (1960) tiene una tasa positiva de crecimiento continuado
(hasta 1974) elevando el nivel de ingreso hasta cifras nunca antes
45
conseguidas por otros gobiernos. El impacto de lo niveles de inversión en el
subsector electricidad, incrementa el acervo de capital en el mismo, de
modo tal que en los años de 1980 –1990 , Perú , posee una red establecida
muy diferenciada en procesos (generación, transmisión y distribución), pero
que basada en un Holding estatal opera basada en una organización de
características jerarquizadas y dependientes del orden político, como
obedeciendo a criterios técnicos y comerciales. Algunas instalaciones cuya
infraestructura resulta de la aplicación de paliativos momentáneos de
solución del problema de abastecimiento de energía eléctrica en las zonas
rurales, adquieren forma y cuerpo orgánico independiente, desarrollando
toda una organización alrededor de ellas, que finalmente excedía a los
presupuestos asignados por el gobierno central, constituyéndose así en
entidades económicamente ineficientes y cuyos costes crecientes son
catalogados como sociales, cubiertos por subsidios del Estado,
desequilibrando el normal crecimiento de éstas entidades empresariales.
Por eso la empresa pública ELECTROPERU SA, que a finales de la década
de 1980 , muestra signos de atravesar por una grave crisis financiera y
económica, por los elementos indicados líneas arriba.
En el aspecto financiero, la indisponibilidad de crédito externo se debe
fundamentalmente al incumplimiento de las obligaciones de deuda contraída
años atrás , debido a que la infraestructura se financió con deuda externa de
largo plazo en el periodo de 1980 a 1985.
Asimismo se verifica un incremento del activo fijo de US$ 1,425 a 2,487
millones (en dólares constantes de 1985), representando en más del 75%,
de incremento de capital , que se orienta a la construcción de nuevas
centrales hidroeléctricas. (3)
46
En el aspecto económico, la crisis se relaciona con el retraso tarifario, que
compromete seriamente las operaciones de la empresa y restringen toda
capacidad de reinversión, al no poder contar con los flujos de fondos
necesarios, para incrementar su capacidad operativa. Esta situación
responde a un esquema netamente populista, dado que desde 1972, el
Gobierno desarrolla una política de ampliación de la infraestructura y
cobertura de electrificación, sin modificar las tarifas y así se mantuvieron
hasta 1982.
Hacia 1986, la situación de esta empresa era muy crítica, supervivía gracias
a la subvención del gobierno y sin embargo aún se mantenía un sistema
tarifario basado en el costos contables y cuyas consecuencias, son parte de
los factores que coadyuvan a la hiperinflación de la economía del gobierno
en el periodo de 1987 a 1989
(3) Humberto Campodónico S. “Las reformas Estructurales del Sector Eléctrico Peruano y
las características de la Inversión 1992 – 2000” Serie Reformas Económicas No 25. CEPAL,
Mayo de 1999.
47
Asimismo coexistían diferentes y diversas tarifas a usuarios, basadas en
conceptos de uso y de corte social, existiendo un procedimiento
compensatorio (con enfoque social) que se denominó Fondo de
Compensación de Generación, cuyo objetivo era compensar las diferencias
de costos de generación y de la transmisión, presentadas por las empresas
de electricidad, y que provienen de las diferentes fuentes de energía
utilizadas (Petroleo, carbón, agua; etc), las escalas de producción y
estructuras de mercado (que no estaban realmente bien definidas) en las
que operaban las empresas del sector (CTE, 1998).
Para 1987 la deuda de ELECTROPERU SA ascendía a US$ 1,300 Millones ,
la misma no pudo ser refinanciada y la situación de la empresa era
realmente crítica, sin embargo poseía una envidiable infraestructura, aunque
desproporcionada para las calidad de servicio que brindaba y mal
distribuida. Todos estos atenuantes determinan una situación agravante que
se suma a la mala situación económico-financiera de ELECTROPERU SA.
En 1987 , en el gobierno del Dr. Alan García, se decide introducir un nuevo
sistema tarifario que estaría vigente en el periodo 1987-1998. A ésta
medida se sumaria un reajuste del orden del 7% sobre al tasa de inflación
real, exigiéndose además un incremento en la tasa de rentabilidad superior
al 4% anual. Sin embargo el país atravesaba por una grave crisis económica,
donde el índice inflacionario se incrementaba de manera irracional y sin
control.
Con este panorama macroeconómico, el gobierno decide aplicar una política
de reajuste tarifario mensual en base a la Unidad Impositiva Tributaria
(UIT).
48
Lamentablemente la situación socioeconómica del Perú en esos años sufre
una calamitosa caída que repercute en los márgenes de recaudación y el
impacto de orden social sobre la población peruana, bastante golpeada por
las desacertadas políticas económicas del gobierno, y las medidas adoptadas
no surten el efecto deseado. Así ELECTROPERU SA, acumula una deuda de
más de US$ 800 Millones, encontrándose por entonces cerradas todas la
vías alternativas de financiamiento exterior, debido al proceso de
estatización bancaria y a la reducción del pago de la deuda externa.
A mediados de 1990, el Gobierno de Alberto Fujimori decide adoptar
medidas severas y corregir los atrasos tarifarios, desencadenando un fuerte
reajuste en las tarifas eléctricas, hasta el 784%, reduciendo al mínimo el
subsidio estatal. Asimismo se procede a disminuir el grado de dispersión
que existía en la estructura tarifaria para los diferentes tipos de consumo,
reordenando estos de manera concertada.
Para 1991 , se promulga el Decreto Legislativo 757, conocida como la Ley
Marco para el crecimiento de la inversión privada, cuyo objeto fue
garantizar la libre iniciativa de inversión del sector privado en todos los
sectores de la actividad económica. Así se crean las condiciones que
permitirán a los inversionistas tener un sustento legal para orientar
inversiones en el país, más aún cuando todas las formas legales que permite
la Constitución a los ciudadanos peruanos , se aplican a los inversionistas
extranjeros (4)
(4) Humberto Campodónico S. “Las reformas Estructurales del Sector Eléctrico Peruano y
las características de la Inversión 1992 – 2000” Serie Reformas Económicas No 25. CEPAL,
Mayo de 1999.
49
En setiembre de ese mismo año, un nuevo Decreto Legislativo D.L. 674,
declara de interés nacional la inversión privada en el ámbito de las
empresas que conforman la actividad empresarial del Estado, basado en la
Comisión de la Promoción de la Inversión Privada (COPRI) y en los Comités
Especiales de Privatización (CEPRI) siendo la función de estos últimos,
promover y buscar la privatización de las empresas públicas, en el caso de
la presente memoria, Electrolima y Electroperú, inicialmente.
Para evitar la concentración de capitales y permitir la ampliación del
mercado secundario, se aplican el siguiente esquema de participación: los
trabajadores que figuran en planillas de la empresas a privatizarse, son
invitados a comprar hasta el 10% del valor de la empresa; el Estado asume
el 30% de las acciones, las que son puestas en circulación a través del
sistema de Bolsa de valores ofreciéndose paquetes al público difuso y
licitándose únicamente el 60% a nivel internacional. Este esquema recibe el
nombre de participación ciudadana.
Si bien el mercado eléctrico peruano es regulado desde el marco jurídico
que le presta la Ley de concesiones eléctricas : Decreto Ley No. 25844,
emitida el 19 de noviembre del 1992. En el año 1994 , se presenta una
nueva reforma jurídico, que bajo el nombre de Decreto Ley No. 27239,
operan algunos cambios sustanciales en la política energética del Perú, los
mismo que reorientan de manera dirigida, las inversiones hacia nuevas
fuentes de energía , cuyo potencial no se conocían hasta antes de 1992. (5)
(5) Decreto Ley No. 27239, del 22 de diciembre de 1999 y su reglamento Decreto Supremo
No. 017-2000-EM del 18 de setiembre del 2000.
50
Esta nueva reforma jurídica establece algunos puntos muy importantes que
como colofón de una seguidilla de Leyes (Decreto Ley No. 26980 y Decreto
Ley No. 27133) donde se suspende la creación de nuevas centrales basadas
en procesos hidráulicos , con la mira de promover el uso del gas natural ,
como fuente combustible para las nuevas centrales de generación eléctrica,
contribuyen a crear:
1. Retrazos en la inversión privada en nuevas fuentes de generación
hidráulica.
2. Retrazos en la inversión pública en nuevas fuentes de generación
hidráulica.
3. Comparación de tarifas eléctricas basadas en costes de
combustibles fósiles como es el petróleo y el carbón.
Aquí apreciamos una falla de la gestión tarifaria, debido a que existe
distorsión al aplicar un precio comparativo (para el mercado nacional) que
se basa exclusivamente en las referencias de precios internacionales del
petróleo , cuando la mayor parte de la energía consumida en el mercado
eléctrico peruano es proveniente de fuentes hidráulicas.
Esto es fácil comprobar cuando verificamos que en el año 2003 la
generación de electricidad de fuente hidráulica constituye el 84.90% y la
generación térmica (petróleo y carbón) es solamente un 15.10% (6) .
Luego apreciamos que efectivamente no resulta lógico el planteamiento de
utilizar al mercado interno como referente , basándose en un indicador de
orden minoritario.
51
Si bien las Leyes anteriores constituyen un impulso a la inversión y
desarrollo del Gas en el Perú , hay que notar que el impacto de las mismas
repercute de manera directa sobre el consumo doméstico (7) donde
apreciamos más del 24% de participación en el mercado eléctrico y tiene un
efecto muy sustantivo en la ciudad de Lima, que constituye más del 50% del
consumo nacional de energía eléctrica. (8)
1.3 Necesidad de intervención del Gobierno
Los procesos que modifican la estructura de propiedad o las condiciones
que permiten tales acciones, en el caso de infraestructura estatal, son
necesariamente llevados a cabo por el gobierno.
El gobierno es el llamado a regular todos los procesos relativos con la
privatización y con la tarificación final de los servicios y productos, en las
infraestructuras con características muy acentuadas hacia el monopolio.
La intervención gubernamental, ya es vislumbrada desde 1908, cuando
Arthur Bentley, hace mención a las actividades donde los gobiernos
intervienen, para mejorar la economía de sus países (9).
Quizá fue J. M. Keynes (10) quien fundamenta y explica las necesidades de
intervención y de hecho estructura mejor los cimientos de una nueva
economía que distrajo a muchos teóricos de la visión liberal de Adam Smith.
Sin embargo aparecen muchos teóricos que encuentran que la teoría general
de Keynes , la cual no explica ciertas situaciones del mercado y sus
relaciones con las instituciones.
(6),(7),(8) Memoria anual OSINERG 2003 – Osinerg –Lima _ Perú.
52
Así, para 1960 y en adelante, con los nuevos aportes de teóricos de la
economía; devienen viejos conceptos en ropaje nuevo, surgen conceptos a
favor de la intervención del gobierno y de las instituciones que regularan los
costes de transacciones (11) y hacia 1970 la obra de George J Stigler (12)
que incide en la necesidad de modificar el esquema planteado de Estado
regulador, debido a la inclusión de otros elementos que participan en las
decisiones, dada la existencia de intereses explícitos e implícitos.
¿Pero en que punto surgen estos intereses ajenos al gobierno y que influyen
tomando ventaja a favor propia? Contestamos ésta pregunta volviendo
hacia 1932, en el trabajo de Ronald Coase, que investigó los efectos de los
costes de transacción en que incurren las personas para obtener servicios
que no pueden proporcionárselos ellos mismos y como estos dependen de la
estructura organizacional. Más refinado, el trabajo de Douglass North, el
cual analiza la estructura de la economía americana y la evolución de la
sociedad económica occidental. Hay que notar que el término transacciones
no fue utilizado por Coase , sino que se le atribuye como fundamento de su
análisis.
(10) J.M. Keynes . “The General Theory of Employment, Interest and Money” – New York,
MacMillan , 1936.
(11) Douglass North, (1994): “Economic performance through time”, American Economic
Review, 8 (3),359-368.
(12) George Stigler. “The Economic Theory of Regulation” Bell Journal of Economics, 2 (1),
3-21.
53
Hacia 1989, Joseph E Stiglitz (13) contribuye de manera muy centrada en la
teorización y explicación de la intervención del Estado en los procesos de la
economía, desvirtuando algunos conceptos que minimizan la acción de éste
sobre el accionar privado , separando las funcionalidades del Estado de las
del mercado.
Siguiendo a Stiglitz , la elección de las políticas económicas dependerán de
las condiciones en el tiempo , los medios , las instituciones y los cambios
tecnológicos , que finalmente servirán como marco de referencia para
delimitar el accionar del gobierno dentro de la economía coincidiendo que
los mercados , tanto como el gobierno son instituciones imperfectas y
dinámicamente cambiantes. No estamos entre extremos que divergen,
gobierno y mercado no son sustitutos, sino que deberán complementarse
para mejorar las imperfecciones propias que aportan a la economía de un
Estado.
Stiglitz encuentra en las interrelaciones (trade off) entre gobierno y
mercado , cuatro problemas bien definidos y por interés académico
mencionaremos aquí:
a) La incapacidad del gobierno para contraer compromisos de largo
plazo, debido a la dinámica de los cambios políticos.
b) La dificultad para formar coaliciones y negociar los beneficios en
presencia de información incompleta.
c) La presencia de competencia destructiva en el juego político
d) La incertidumbre en las consecuencias del cambio, derivada en la
existencia de asimetría en la información.
(13) Joseph J Stiglitz. The Economic Role of the State. (1989) Oxford: Basil Blackwell.
54
Ahora , si concluimos que el gobierno debe de tener injerencia en los
aspectos de infraestructura social, donde es muy probable que el mercado
encuentre dificultades en la asignación de recursos de manera óptima,
entonces debemos de analizar como se procederá a valorar de manera
cuantitativa, los beneficios que derivan de ésta y como encontrar el punto
de equilibrio entre la participación eficiente del gobierno y del sector
privado, cuyos intereses serán crecientes cuanto más grande sea la
inversión estatal, debido a que uno de los mayores costes que no desean
incurrir las corporaciones privadas, son los costes fijos, que son el
fundamento de cualquier actividad empresarial, sobre los que descansarán
las demás inversiones. Hay que recordar que estos costes fijos, son
generalmente costes hundidos , para efectos de la operación comercial.
La elección adecuada de las políticas sectoriales en materia de energía,
estará fuertemente ligada a la actividad del ente regulador, cuya gestión
buscando el óptimo del mercado, otorgará el equilibrio necesario para el
desarrollo de éste sector.
Sección 2 : La Regulación de las Tarifas en el Mercado de
la Energía Eléctrica.
El mercado eléctrico, debido a sus orígenes, en el Perú ; tiene una base de
capital fuertemente ligada al Estado peruano. La historia de la electricidad
en el Perú, como lo vimos en la sección anterior, está ligada a las
inversiones de los gobiernos y recientemente a partir de 1990 es donde
55
se producen los cambios en la propiedad de la infraestructura de las
empresas de este subsector (hay que recordar que la Energía eléctrica tiene
una Dirección General , en el Ministerio de Energía y Minas , que vela y
busca el desarrollo del sub sector Electricidad en todo el ámbito nacional).
El Estado posee a nivel institucional diversos organismos cuya función es
verificar y gestionar las tarifas que son negociadas con los actores privados
que intervienen en el mercado eléctrico y donde la formación de precios
estará sujeta a las regulaciones de corte legal y económico de éstas
actividades sectoriales.
Osinerg, es la entidad encargada de proponer y vigilar los precios
regulatorios que rigen al mercado eléctrico. Tal como lo expresan los
artículos 3ro “3.1 Dentro de sus respectivos ámbitos de competencia , los
Organismos Reguladores ejercen las siguientes funciones:....
b) Función reguladora :comprende la facultad de fijar las tarifas de los
servicios bajo su ámbito.”
Así la Ley No. 27332, conocida también como la Ley marco de los
Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos ,
determina las funciones de Osinerg y otorga en su artículo No. 27 , al
Consejo Directivo de Osinerg , la potestad de ejecutar ésta función mediante
la emisión de Resoluciones , que finalmente constituirán el cuerpo de la
reglamentación tarifaria en el sub sector electricidad, para el Perú.
56
Veamos gráficamente la estructura del mercado peruano , desde la emisión
de la Ley de Concesiones eléctricas (14):
CONSUMIDORES DISPUTABLES
Contrato
CONSUMIDORES CAUTIVOS
Tarifa
MONOPOLIOS DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN$$$ $$$
DISTRIBUCIÓN SERVICIOS AL CONSUMIDOR
MERCADO MINORISTA REGULADO
COES - SEIN$$$
Info
$$$
TRANSMISORES MERCADO CONTRATOS
$$$
Info $$$
GENERADORES EXISTENTES
$$$
MERCADOS DE ELECTRICIDAD - MODELO PERUANO
MERCADO SPOTDESPACHO DEL SISTEMA
MWh
MWh
MWh
MWh
(14) Mille Cacic . “Algunos aspectos del marco normativo e institucional que afectan el
desarrollo competitivo del Sector Eléctrico Peruano” Julio 2005.
57
Siguiendo el informe de Mille Cacic , explicando el grado de concentración
en el mercado eléctrico , podemos apreciar un resumen donde se analizan
los indicadores que reflejan estos grados de concentración.
DIRECTA HHI GRUPAL HHI(%) (%)
GENERACIONTotal Compañias 18 100,00 1625,26
42,17 1777,9223,96 573,9612,60 158,711,70 136,824,67 21,834,91 7,73
Market Concentration 100,00
Indicador Herfindahl - Hirschman Index (HHI) :Se utiliza par medir la concentración de los mercados.HHI es inferior a 1000, se considera baja entre 1000 y 1800 como unamoderada y, un nivel superior a 1800, alta concentración
Source: Anuario Estadistico 2003 - OSINERG
N° CompañiasGRUPO ECONOMICOParticipación de Mercado
Nota: Basado en las ventas anuales reportadas por las compañias
Propiedad EstadoEndesaDukeSuezPsegOthers
2676,96
Así el Estado peruano es poseedor de más de 40% de propiedad en el
subsector eléctrico, pero existen grandes grupos que concentran la
diferencia de toda la principal oferta eléctrica del país , como muestra de un
mercado monopólico con influencias sustanciales en las decisiones políticas
en éste subsector.
De aquí , la necesidad de remodelar hacia una Institución eficiente , con
instrumentos y mecanismos que le permitan los ajustes dinámicos que le
exigen los cambios tecnológicos y asimismo la transparencia basada en una
gestión adecuada del poder otorgado para la óptima asignación de tarifas.
58
2.1 Aspectos Conceptuales sobre la Teoría de la
Regulación de Precios en el Mercado Eléctrico
Los aspectos de regulación de las tarifas , surgen cuando el gobierno de un
Estado , procede a privatizar , bajo la modalidad de venta o concesión ; una
empresa productora de servicios públicos cuya infraestructura está
destinada a brindar servicios masivos a su población. Como ejemplo de
estos servicios tenemos :
- Servicios de Suministro y Administración de Energía Eléctrica
- Servicios de Suministro y Administración de Telecomunicaciones y
Servicios Postales
- Servicios de Suministro y Administración de Saneamiento
- Servicios de Suministro y Administración de Salud
- Servicios de Suministro y Administración de Seguridad
- Servicios de Suministro y Administración de Combustibles
- Servicios de Suministro y Administración de Justicia
- Servicios de Suministro y Administración Financiera de Fondos
Públicas
- Etc.
En nuestro caso vamos a analizar únicamente el sub sector Electricidad , en
sus diversas modalidades como son generación , transmisión , distribución y
comercialización ; ésta última no implementada en el Perú y con amplio
potencial aplicativo.
59
La Ley marco de las concesiones eléctrica en el Perú, Decreto Ley No.
25844 , ya condiciona de manera inicial los primeros mecanismos legales ,
bajo los cuales se procederá a privatizar los servicios públicos del sub
sector eléctrico y como s e integraran al proceso de tarificación basándose
en la organización de instituciones , como el COES y OSINERG ; permitirán
la clasificación y la optimización de los diferentes procesos involucrados ,
para así evitar las distorsiones de los mercados monopólicos o con una
fuerte tendencia hacia el.
2.2 El desarrollo de la Regulación gubernamental en la Teoría
Económica , una revisión breve.
En 1927 , Frank Ramsey (15) ; ya vislumbra la necesidad de regular los
precios dominantes en una estructura de mercado monopólico, considerando
que es necesario la utilización de pagos impositivos en alícuotas óptimas
sobre los beneficios que provienen de los excedentes producidos por los
monopolistas. En 1936 Oscar Lange , propone modelos de mercado de corte
socialista , donde la empresa pública , siguiendo las pautas de sus similares
del sector privado , busca la optimización del bienestar público y la
maximización de los beneficios.
Hotelling (1938) (16) y Meade (1944) (17) , formalizan de manera más
estricta la aplicación de las tendencias regulatorias , a partir de los análisis
desarrollados en la teoría económica ; sin embargo las críticas a la teoría de
la regulación , centran las acciones del funcionario que opera la propiedad
publica de manera ética y neutral y al bien objeto de uso social , bajo esta
premisa se encuentran hasta cuatro diferentes fuentes de distorsión que
60
justificarían la intervención del Estado en el proceso del mercado , en
actividades consideradas públicas:
a.- Las externalidades frente a los bienes públicos , dada la naturaleza
aproximada de los cálculos de producción , existirán costes y beneficios
resultantes , que no pueden ser cobrados o atribuidos al productor , por ello
inciden directamente en la eficiencia del proceso económico. Paul
Samuelson (18) sistematiza la teoría del bien público , bajo las condiciones
de la no exclusión, explicando como un elemento de la sociedad que no
produce, no puede ser excluido del proceso económico y la condición de no
rivalidad en el consumo, explica la inexistencia de efectos adversos al
sumar los consumos adicionales, por ello se generan comportamientos
oportunistas.
b.- La segunda falla del mercado es la existencia de rendimientos
crecientes en algunos tipos de actividades económicas de carácter público ,
al poseer así costes marginales decrecientes y existiendo una única firma
productora, se consigue costes subaditivos , propios de los monopolios
naturales.
c.- Un tercer punto de falla del mercado en cuanto a bienes y servicios
públicos ocurre cuando los precios de los servicios y productos así como
los precios del dinero, no muestran la escasez relativa de estos y los costes
reales de oportunidad; así los consumidores poseen información asimétrica
de los bienes y servicios públicos y por ello la producción es ineficiente y
muestra distorsiones en cuanto a precio y producto o servicio.
d.- Una cuarta distorsión se presenta en la asignación del recurso o servicio
público , dado que se pretende una manera justa y equitativa de distribución
y reparto del mismo , sin embargo éste punto escapa al análisis únicamente
económico y se centra en la búsqueda de mecanismos que permitan
61
el mayor acercamiento a la justicia distributiva, basándose a modo de
ejemplo, en una administración de gobierno corporativo y transparencia
gestionaria.
Entre 1945 y 1970, se produce un fuerte crecimiento de las teorías
neoclásicas y post keynesianas, que inciden de manera directa sobre los
conceptos y procesos regulatorios, que aplicarán específicamente a las
actividades fundamentales descritas al inicio de ésta sección.
Así podemos ver que en éste período de tiempo, las economías occidentales
desarrollan rápidamente y devienen en ciclos de cambio tecnológico , cuyas
aplicaciones industriales modifican las concepciones y estructuras de la
organización industrial, así los Estados reciben ingresos importantes que le
permiten incluir actividades destinadas al beneficio público, cuya cobertura
económica se financia con dinero del propio Estado.
Hacia 1960 las economías occidentales enfrentan nuevos procesos de
cambio socioeconómico, que asociados a los problemas fiscales, revierten la
tendencia regulatoria y se prefiere la apertura hacia el sector privado
(EE.UU , Gran Bretaña , Francia , Alemania; etc).
(15) Ramsey F.P. “A to the Theory of Taxation” Economic Journal 37 . (1927)
(16) Hotelling, Harold, “The General Welfare in Relation to Problems of Taxation and of
Railway and Utility Rates”, Econometrica, julio, vol. VI, (1938)
(17) Meade, J.E. y J.M. Fleming, “Price and Output Policy of State Enterprise”,
Economic Journal, vol. 54, (1994)
(18) Paul Samuelson . “Economics” 6ta. Edic. Mc Graw Hill (1964)
62
En el caso de América del sur, receptor de préstamos bajo la tutela del
Fondo Monetario Internacional y de los diferentes Convenios
internacionales , las diferentes crisis y sus secuelas ; obligan a los países
de ésta parte del mundo a disminuir su inversión en programas sociales
(cuanto más crece ésta, mayor son los adeudos correspondientes) y de otro
lado las altas tasas de desempleo, hacen que exista un desinversión en las
actividades de corte social, a esto se suma la formación de una clase
empresaria con vínculos hacia el exterior. Todas estas situaciones hacen
que a finales de los 60´s, la mayoría de los Estados de América del Sur
culminan con gobiernos de facto , militaristas y de corte nacionalista (Perú ,
Chile , Argentina ; etc) produciéndose en ésta parte del mundo , un
proteccionismo de las infraestructuras destinadas a bienes y servicios de
carácter público.
Así el modelo de Ramsey-Boiteaux, base de la tarificación óptima;
encuentra algunas observaciones en cuanto a su aplicabilidad y en 1962
Averch & Johnson (19) encuentran que cuando el regulador no tiene control
sobre los insumos de producción , la empresa puede incrementar su relación
de capital frente al trabajo y así amplía su margen de retorno de utilidades ,
más aún si la empresa es propietaria de los medios de producción de capital
o tiene acuerdos de retorno de inversión. Sobre ésta apreciación de la
teoría de tarificación tradicionalista, construyen su esquema teórico los
economistas Jean Jaques Laffont y Jean Tirole (20), sosteniendo
fundamentalmente que los incentivos pueden superar estas distorsiones,
que se producen por asimetrías en la información que no posee el regulador,
generando así la nueva economía de la regulación.
63
Laffont y Tirole, proponen renovar el enfoque de la teoría regulatoria en
base al modelo Ramsey-Boiteaux, enfocándolo desde la relación Agente-
Principal, encontrando tres objeciones que deben de superarse para
conseguir el óptimo desempeño de la economía regulatoria:
a) La existencia de asimetría en la información , que se torna en riesgo
moral y de selección adversa.
b) Incapacidad de contratar a largo plazo por parte del regulador , dado
que los cambios de gobierno a gobierno , limitan la asignación de
incentivos .
c) La relación agente - principal entre el funcionario y el Estado , que
están sujetos a las fuerzas de los grupos de interés , que
distorsionarán las acciones de mercado , tratando de orientar los
beneficios de la regulación hacia sus propio intereses.
Finalmente: ¿Cuál es la base técnica que permita un proceso de
privatización de una empresa pública que brinda servicios de orden social?
Se acepta que la principal motivación técnica es la concepción de que una
empresa privada gestiona de manera más eficiente la combinación de
recursos y el control de sus costes generales, frente a una organización
estatal pura.
De allí surge nuevamente con fuerza el enfoque de Laffont y Tirole , puesto
que la asignación y/o delegación de la gestión de una empresa de estructura
pública a un tercero , centrará sus motivaciones del lado del principal ,
___________________________________________________________________
(19) Averch, Harve y Leland L. Johnson, “Behavior of the Firm under Regulatory
Constraint”, American Economic Review, vol. 52, núm. 4, diciembre, pp. 1052- 1069.
(1962)
(20) Laffont, Jean-Jacques y Jean Tirole. A Theory of Incentives in Procurement and
Regulation, The MIT Press, Cambridge y Londres. (1993)
64
en la eficiencia económica de producción y del lado del agente, en los
incentivos que recibirá al asumir tal responsabilidad .
Sin embargo siempre existe el riesgo de la asimetría de la información,
sesgo que favorecerá al agente, que posee las competencias para
desarrollar la labor delegada.
Laffont y Martimor (21) , indican que es posible utilizar un mecanismo de
cesión de renta a cambio de información, costo que el regulador asume , sin
embargo esto aumenta finalmente la renta que recibe el agente y que
debería sumarse a la utilidad que éste último recibe, generando un trade off
entre la “devolución” de renta al agente y la recepción formal de
información vital para la operación. Una segunda fuente de distorsión es la
denominada acciones escondidas, que explica la diferencia de objetivos
entre el agente y el principal .
Esta diferencia podría permitir al agente a operar con costes escondidos ,
que finalmente se traducen en la obtención de la producción, reduciendo la
participación del principal. Una de la maneras de evitar esto (con cierto
grado de incertidumbre) es plantear contratos relevantes sobre la base de
incentivos que surgen de una plataforma de costes mínimos y máximo
esfuerzo del agente.
Pero surge entonces una pregunta: ¿ como puede el regulador inducir al
agente, a emplear su información, tecnología y recursos a favor de sociedad
que consume sus servicios y bienes de carácter público? .
65
Para Armstrong y Sappington (22), siempre existe información respecto a las
condiciones de la demanda, la tecnología de costes y de procesos
productivos que favorecen al agente regulado, así existen dos escenarios
que pretenden resolver la temática de mejor opción en condiciones de
selección adversa y que Armstrong y Sappington plantean:
a) La empresa agente posee información privilegiada sobre los costes de
su operación en el sector.
b) La empresa agente posee información privilegiada respecto a la
demanda del sector , donde opera.
El regulador (principal) definitivamente tiene que desarrollar los escenarios
que le permitan concentrar un mayor poder de decisión sobre las tarifas,
acorde al grado de conocimiento de las condiciones de costes y demanda
del mercado. Sin embargo se producirán retrazos entre la asignación de
precios y la recepción de información, permitiendo o un precio muy alto
para el mercado, creando beneficios a corto plazo mayores al agente
regulado o un precio predador que desincentive la operación al agente.
El Principal puede obtener información a través de una auditoría
distinguiendo dos escenarios:
a) El regulador actúa siempre de acuerdo con el interés de la sociedad ,
b) La empresa puede “capturar” al regulador.
(21) Laffont, Jean Jacques y David Martimort, The Theory of Incentives. The Principal -
Agent Model, Princeton University Press, Princeton y Oxford. (2002)
(22) Armstrong, Mark y David Sappington “Recent Developments in the Theory of
Regulation”, (2003).
66
Así, el modelo permite que la empresa disponga de mayor información,
sobre su entorno. Un primer caso donde la empresa dispone de información
privada sobre sus costos y se supone que hay información disponible sobre
dichos costos como resultado de una auditoría o mediante un mecanismo
que permite comparar los costos de la empresa con los de otra que opera
en de manera similar (yardstick competition). Bajo este panorama , sin las
limitaciones en su capacidad de premiar y/o penalizar , el regulador puede
pretender asegurar precios a costo marginal sin necesidad de ceder rentas.
Sobre el segundo escenario es el resultado de plantear que el objetivo del
regulador no es el interés social, sino la maximización de su ingreso
personal. Así un ingreso más elevado , puede ser resultado de que el
regulador esconda información que perjudica a la empresa o de un esquema
de incentivos y premios , que pretenda premiar al regulador cuando revele
la información indicada.
Así el coste de soborno al regulador resulta caro y puede adicionalmente
proveer penalidades de orden jurídico en contra del Estado.
Finalmente la teoría de la regulación , basada en los enfoques de agencia
(23) , permiten constatar una vez más la importancia de la participación del
Estado regulador , allí donde la “mano invisible” no tiene efecto , debido a
las distorsiones propias de la estructura del mercado. Sin embargo hay
nuevos conceptos que buscan orientar las bases teóricas de la regulación
económica , hacia los enfoques de libre mercado y desregulación , que
pueden esquematizar aún , situaciones muy particulares, siendo la
generalidad , al momento ; los conceptos regulatorios y la gestión del
mismo como base de los estudios económicos y enfoques antropológicos
que desarrollaron los economistas antes citados.
Con la apertura del Perú hacia los mercados externos , dentro del proceso
de globalización mundial , el impacto de la eficiencia de los operadores de
67
servicios públicos es cuestionado , más aún si las inversiones del Estado en
infraestructura apropiada se contraen y a éste fenómeno político se suma la
obsolescencia tecnológica . Las empresas públicas resienten los efectos de
la desproporción comparativa frente a una población con una dinámica
creciente y frente a recientes métodos novedosos de asignación de
propiedad que van ocurriendo en los países vecinos , esto reduce sus
competencias y enfrenta una serie de críticas , cuya finalidad es llevarla a
un proceso de mejora contínua , aunque sin los recursos financieros
correspondientes y con un marco legal que pretende cuidar la relación
Agente - Principal (funcionario - Estado) bajo reglamentos que no permiten
desempeños eficientes , estas empresas sucumben al propio volumen de sus
deudas e ineficiencias económicas y tecnológicas .
Aquí cabe resaltar que la estructura jurídica de la constitución de la
empresa , hace factible la intervención directa del Gobierno , de modo que
la asignación de puestos laborales obedece a imposiciones de orden político
partidario y no a un esquema de evaluación y estructuración de personal ,
acorde a las necesidades de crecimiento de la empresa ; teniendo como
fuerza laboral un enorme costo fijo , que dependerá finalmente del gobierno
de turno , creándose una ineficiencia poco interesante para efectos de
privatización y que tiende en los años 90´s denominarse , a manera de
paradigma , carga social o carga laboral , desvirtuándose finalmente los
fines para los que habían sida creadas estas empresas públicas de servicios
públicos.
Estos temas, los analizaremos en profundidad , en el Anexo A, donde
desarrollamos cada concepto, para soportar lo que relatamos sucintamente
en estas líneas.
(23) Ross, Stephen A., “La teoría económica de la agencia: el problema del principal”, American Economic Review (1973), vol. 63, núm. 2
68
CAPITULO II
Efectos de los Procesos Regulatorios en los
agentes económicos y la eficiencia relativa de las
Empresas Eléctricas
La infraestructura eléctrica , constituye uno de los pilares que conducen al
crecimiento de la economía de un país emergente.
Los procesos de privatización de la propiedad de los servicios públicos ,
asimismo permite un incremento de la reserva económica de un país y
contribuye adicionalmente con el aporte de la inversión comprometida.
En los años noventa , en américa latina , se producen grandes cambios en
los aspectos socioeconómicos ; así con las nuevas corrientes de la
globalización mundial , las tendencias de permitir el ingreso de capitales
bajo régimen de uso privado hacen que muchas de las industrias relativas a
los servicios básicos , sean ofertadas al mercado ; consiguiéndose así el
capital para inversión necesaria para accionar su crecimiento y a la vez
buscar una fuente de ingresos adicionales derivados de la compra y/o
concesión del servicio , adicionales a las tasas que percibirán como
resultado de los beneficios operativos.
69
Pero adicional a estos cambios positivos , se producen situaciones
indeseables de orden social . tenemos dos temas importantes que
inicialmente surgen cuando se procede al proceso de privatización:
1.- Desempleo Local en las empresas
2.- Inseguridad en el usuario ante el nuevo operador y sus tarifas
El primer punto, es una condición que se deriva como resultado del proceso
de optimización y sinceramiento de costes , conllevando a una situación de
paro del personal asociado a los servicios, que en el caso de los países
emergentes , genera desempleo en el sector y buena parte de la mano de
obra calificada o no , termina en paro y desempleados. Los concesionarios
tratan en lo posible de asimilar la experiencia acumulada (curva de
aprendizaje) y en corto plazo procede a un desplazamiento del personal
especializado por otro menos calificado pero de menor costo relativo ; así
tratan de buscar el equilibrio que el regulador fomenta.
Como segundo punto, los procesos de privatización; genera inicialmente
inseguridad en el usuario final , cuya expectativa de recibir un servicio
subsidiado por el Estado , termina para convertirse en un servicio cuyo
costo debe de asumir y que de ninguna manera será gratuito.
70
Sección 1 : Impactos de la Regulación del Mercado de
energía eléctrica en el Perú
El efecto final es la suma de opiniones que redundaran en la oposición a los
procesos de privatización , frente al enfoque que busca la implantación de
estos procesos , asumiendo el coste social involucrado.
En el Perú , a partir de los procesos de privatización ; se produce un
incremento de la oferta de servicios , a partir de las empresas privatizadas .
La venta de empresas del sector eléctrico y la concesión de los servicios en
áreas determinadas
EMPRESAS PRIVATIZADAS
1. EDEGEL S.A.A
Potencia Instalada 1031 MW
2. Duke Energy International Egenor S.A - EGENOR S.A.A
Potencia Instalada 509 MW
3. Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A
Potencia Instalada 340 MW
4. Empresa Electricidad de los Andes S.A
Potencia Instalada 162 MW
5. Empresa Eléctrica de Piura S.A – PESA
Potencia Instalada 155 MW
6. Shougang Generación Eléctrica S.A.A - SHOUGESA
Potencia Instalada 67 MW
71
7. Energía del Sur S.A – ENERSUR
Potencia Instalada 406 MW
8. TERMOSELVA S.R.L
Potencia Instalada 173 MW
9. Energía Pacasmayo S.R.L
Potencia Instalada 65 MW
10. Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A
Potencia Instalada 43 MW
11. Empresa de Generación Eléctrica Atocongo S.A
Potencia Instalada 28 MW
12. Sindicato Energético S.A -SINERSA
Potencia Instalada 24 MW
Empresas de Generación aún en propiedad del Estado.
13. Empresa Electricidad del Perú S.A - ELECTROPERU S.A
Potencia Instalada 1008 MW
14. Empresa Generación Eléctrica de Arequipa S.A – EGASA
Potencia Instalada 307 MW
15. Empresa de Generación San Gabán S.A
Potencia Instalada 110 MW
16. Empresa Generación Eléctrica Machupicchu S.A – EGEMSA
Potencia Instalada 90 MW
17. Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A - EGESUR S.A
Potencia Instalada 49 MW
Las empresas de generación 1, 2 y 5 pertenecen al Grupo ENDESA –
España. La empresa 4 pertenece al Grupo PSEG – USA. La empresa 7
pertenece al Grupo Tractebel - Suez de Bélgica. La empresa 8 pertenece a
los Grupos Duke Energy y Maple Gas – USA.
72
Las empresa de transmisión en el territorio peruano son:
1. Red de Energía del Perú S.A. REP. (ISA Colombia)
2. Interconexión Eléctrica ISA PERÚ S.A. (ISA Colombia)
3. Consorcio Trans Mantaro S.A., TRANSMANTARO. (Hydro-Quebec
Canadá)
4. Red Eléctrica del Sur S.A., REDESUR. (Red Eléctrica de España)
5. ETESELVA S.R.L. (Duke y Maple Gas – USA)
6. Compañía Transmisora Andina S.A.,TRASANDINA. (Minera Barrick –
Canadá)
Respecto a la Distribución eléctrica , tenemos un avance de los procesos de
privatización y de concesión como sigue:
1. Luz del Sur S.A.A. ,
Lima, número de clientes : 723,742 usuarios
2. Edelnor SA
Lima, número de clientes : 723,742 usuarios
3. Hidrandina S.A
Ancash, La libertad y Cajamarca, número de clientes : 396,563
usuarios
4. Seal S.A
Arequipa , número de clientes : 237,208 usuarios
5. Electrocentro S.A
Junín, Ayacucho, Huancavelica, Huanuco y Pasco. Número de clientes
364,957 usuarios
6. Electronoroeste S.A
Tumbes y Piúra, número de clientes: 228,753 usuarios
73
7. Electrosurmedio S.A
Ica, número de clientes : 123,311 usuarios
8. Electronorte S.A
Amazonas y Lambayeque, número de clientes : 218,346 usuarios
9. Electrooriente S.A
Loreto y San Martín , número de clientes : 126,581 usuarios
10. Electrosur Este S.A
Apurimac, Cusco y madre de Dios, número de clientes : 228,696
usuarios
11. Electrosur S.A
Moquegua y Tacna, número de clientes : 95,904 usuarios
12. Electropuno S.A
Puno , número de clientes : 115,657 usuarios
13. Electroucayali S.A
Ucayali , número de clientes : 41,811 usuarios
14. Edecañete S.A
Lima , Cañete, número de clientes : 26,229 usuarios
15. Otras. número de clientes : 26,826 usuarios
74
Hay que recordar que en el Perú , la regulación tarifaria está controlada por
el OSINERG y se ha clasificado el mercado eléctrico como sigue:
Gráfico No. 10
Esta etapa en la historia peruana se conoce como la etapa de la
reconstrucción nacional ; donde surgen nuevas actividades
La evolución del crecimiento del sub sector energía eléctrica en el Perú ,
presenta incrementos sustanciales en el grado de utilización del servicio a
nivel nacional.
75
Del gráf
eléctrica
inclusive
Esta ev
sector p
concesió
adiciona
concesió
capital i
Gráfico No. 11 (Eduardo Zolezzi , Consultor del Banco Mundial )
ico No. 11 , observamos que el crecimiento de la oferta de energía
, ha venido evolucionando positivamente , alcanzando valores
mayores a la demanda del sector.
olución responde a las expectativas creadas con la apertura del
úblico al privatizar las propiedades del Estado peruano y dar en
n los servicios públicos con empresas extranjeras , contratándose
lmente los compromisos de inversión dentro del periodo de
n , que permitirán incrementar la infraestructura y el valor en
nvertido.
76
Veamos un cuadro (Gráfico No.11) donde la evolución de la producción de
energía eléctrica , dividida de acuerdo a las fuentes de generación ; donde
más del 80% corresponde al crecimiento de las Centrales Hidráulicas y el
restante a Centrales Térmicas .
Gráfico No. 12 (Eduardo Zolezzi , Consultor del Banco Mundial )
En las secciones siguientes , analizaremos con mayor detalle como se
presenta el incremento de la infraestructura y las variaciones tarifarias que
se han producido entre los años de 1992 hasta el 2005 , así como una
análisis comparativo frente a los países de américa latina.
77
1.1 Ampliación de la Frontera eléctrica en el Perú.
El Ministerio de Energía y Minas , a través de su Dirección General de
Electricidad ; desarrolló el Plan Referencial 1997, donde analiza el
comportamiento desigual que en los últimos 30 años , ha ocurrido con el
crecimiento de la oferta y demanda de energía. En los años 70´s , el
crecimiento de estas variables ha tenido casi una misma tasa de crecimiento
(Cuadro 01). En la década de los 80´s , se aprecia un crecimiento algo
superior de la potencia eléctrica, originados por las inversiones llevadas a
cabo por ELECTROPERU SA.
Para el periodo 1991-96, donde el crecimiento de la demanda superó
ampliamente al crecimiento de la potencia eléctrica (4,4 % contra 2,8%).
Sin embargo, hay que notar que en este periodo se vislumbras dos etapas:
una primera, 1991-93, donde se realiza relativamente escasas inversiones
en el sector, debido a los cambios legales e institucionales que comenzaron
a ponerse en marcha , paralelamente en 1991-1993, la fuerte crisis
económica impactó en una disminución de demanda de energía eléctrica para
el conjunto de la economía el Subsector eléctrico .
Una segunda etapa se produce en el periodo 1994-1996, la economía se
recupera , generando un incremento en la demanda de energía eléctrica.
Nueva inversión como la Central térmica de Ventanilla y también, se inicia
el proceso de privatización, con lo que se pone en marcha la ampliación de
la capacidad de potencia prevista en el Plan Referencial.
78
Oferta y Demanda de Energia eléctrica (Tasas de Crecimiento)
1971-1980 1981-1990 1991-1996
Demanda (GW-h) 5,9 2,3 4,4
Potencia (MW) 5,7 2,9 2,8 Fuente : DGE - Ministerio de Energía y Minas.
Cuadro No. 01
El Plan Referencial 1997 pronostica una tasa de crecimiento de la demanda
y de la oferta de potencia eléctrica y de energía hasta el año 2013. Estos
pronósticos tienen en cuenta los supuestos de crecimiento del PBI, de la
población, de las tarifas eléctricas y de los proyectos mineros , que en el
Perú son los que determinan el stock de Inversión en capital
(infraestructura eléctrica) de servicios.
Hay que notar que estos pronósticos, en lo que se refiere a la proyección de
expansión de la generación, sólo toma en cuenta las centrales térmicas e
hidroeléctricas que entrarían en funcionamiento hasta fines de 1997.
Proyectos posteriores no son contabilizados para los fines del plan
referencial.
En este escenario , con déficits de potencia y energía que se presentan a
partir de los años 2002 y 2004 con más de 41 MW y 89 GWh
respectivamente y a partir allí los requerimientos adicionales de potencia y
energía con un promedio anual de 147 MW y 962 GWh respectivamente,
hasta el año 2013, pero únicamente como proyección.
Para un escenario promedio, los déficits de potencia y energía que se
presentan los años 2001 y 2002 , asumen valores de 106 MW y 1,346 GWh
respectivamente, desde los cuales durante el período de planeamiento ,
presentarán requerimientos adicionales de potencia promedio anual de 206
MW y requerimientos adicionales de energía promedio anual de 1,320 GWh.
79
Para el escenario alto, los déficits de potencia y energía se inician en el año
2001, con 354 MW y 1,187 GWh, respectivamente, a partir del cual los
requerimientos adicionales de potencia promedio son de 263 MW y
requerimientos adicionales de energía promedio alcanzan los 1,612 GWh.
El Estado en el periodo posterior a la privatización , ha venido impulsando el
programa de pequeños sistemas eléctricos ; vale la pena destacar que
continúa realizando importantes inversiones, sobretodo en zonas rurales y
aisladas.
Estas acciones se realizan, de un lado, a través del Programa de
Electrificación Nacional (PEN) , cuyo objetivo central es ampliar la
cobertura de electricidad a nivel nacional y de otro, las inversiones en
nuevas centrales, como es el caso de la puesta en marcha San Gabán ,
segunda etapa (en el departamento de Puno) y Yuncan (en la zona de la
Sierra Central). Que acaba de concluirse en el 2005.
Durante el periodo transcurrido desde 1993 a 1997, el PEN ha ejecutado
inversiones por un valor total de US$ 311 millones que han beneficiado a
3.590,000 personas (ver cuadro 16). Estas inversiones incluyen la potencia
eléctrica de 146 MW y la construcción de 5,055 Km. de líneas de
transmisión eléctrica.( Ver cuadro No. 2)
Avances del Programa de Electrificación Nacional 1993 - 1997 Unidades 1993
1994 1995 1996 1997 Subtotal
Proyectos Concluidos - 43.00 57.00 170.00 43.00 nd 313.00
Población beneficiada miles 165.00 615.00 1,050.00 512.00 1,250.00 3,592.00
Líneas construidas Kms 160.00 2,200.00 1,350.00 1,345.00 5,055.00
Aumento de potencia en sistemas aislados
MW 20.70 72.10 47.70 5.60 nd 146.10
Inversiones Millones de US$ 21.00 100.00 85.00 54.00 51.00 311.00
Fuente: Programa de Electrificación Nacional, Dirección General de Electricidad
Cuadro No. 2
80
Podemos apreciar entonces que el efecto de las privatizaciones e
inversiones en el subsector eléctrico en sus tres núcleos de negocios
conocidos , generación , transmisión y distribución ; han mejorado las
condiciones de oferta del servicio de energía eléctrica en el Perú.
Cuadro No. 3 EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (1985-2003) GW.h
Fuente : Memoria 2003 OSINERG
La venta de energía eléctrica del año 2003 fue de 18462,8 GW.h, cifra que
significa un incremento de 5,0% y 12,5% respecto a las ventas efectuadas
en los años 2002 y 2001 respectivamente. Esto muestra una evolución
positiva en la demanda y obviamente un crecimiento de los sectores
demandantes , incluido el consumo residencial.
La venta de energía eléctrica en el mercado regulado fue 9611,1 GW.h y en
el mercado libre fue 8851,7 GW.h. El crecimiento del mercado libre
muestra un amplio incremento , acorde con el aumento de la capacidad
instalada de los consumidores del sector industrial , lo que se explica
también con el incremento de la producción a nivel nacional.
81
La Capacidad instalada en infraestructura de generación eléctrica en
diciembre del 2004 , llega a la cifra de 5,936 MW . Esto incluye a las
centrales convertidas a cogeneración y para el año 2005 se proyecta la
entrada de la central hidroeléctrica de Yuncan con un aporte de 100 MW al
sistema interconectado nacional.
1.2 Tarifas reguladas en los segmentos de Generación
Transmisión y de Distribución de la energía eléctrica
En el Perú , el proceso de tarificación regulatoria trata de corregir los
desequilibrios en el esquema tarifario vigente.
Al asumir el Estado, a fines de 1972, la responsabilidad de la prestación del
servicio eléctrico a nivel nacional, las tarifas que regían en la mayoría de
localidades del país, con algunas excepciones, estaban congeladas durante
más de 10 años. Todos los servicios ofrecidos por ELECTROPERU S.A, que
era la gran empresa estatal , enfrentaban un serio desequilibrio económico
financiero y dependían, por tanto, de la subvención estatal para cubrir los
gastos operativos de la misma. Así ; para 1987, ELECTROPERU S.A;
presenta un grave desequilibrio económico y financiero, que llevó a su
descapitalización y limitó su capacidad de autofinanciamiento a la
subsistencia operativa.
El sistema tarifario vigente en 1986, para el sector eléctrico peruano estaba
basado en el concepto de costos contables. Adicionalmente, coexistía una
diversidad de tarifas a usuarios finales distribuidas de acuerdo con la
actividad desarrollada por el usuario de energía eléctrica, por ello se
82
contaba con una clasificación como: industrial, comercial, residencial,
alumbrado público, uso general y agropecuario (33).
El proceso de negociación de energía eléctrica entre las empresas que
conformaban el servicio público de electricidad en el Perú , se efectuaba
mediante un mecanismo de compensación económica que recibe el nombre
de Fondo de Compensación de Generación , cuya finalidad era compensar
las diferencias de costos de generación y transmisión que ocurrían en las
empresas de electricidad y que se producían a raíz de las
diferentes fuentes energéticas, niveles de producción y las estructuras de
mercado donde operaban las empresas del sector (34).
El Estado peruano pretende solucionar este problema , asumiendo las
deudas contraídas y con el aporte de recursos frescos de contrapartida para
inversiones , también pretende la fijación de nuevas tarifas. Así , respecto a
la deuda, propone la refinanciación de la deuda vencida e impaga desde
1982 hasta 1986, considerando lo mismo con el principal desde 1987 hasta
1996, cifra que llegaba a alcanzar US$ 1,360 millones. Sin embargo, otras
eran también las preocupaciones del gobierno militar de entonces y el plan
no se aplicó en la magnitud prevista , lo que produce una mayor situación de
desbalance financiero de ELECTROPERU S.A.
(33) ELECTROPERU S.A (1986), “Plan Maestro de Electricidad 1985”, Lima.
(34) Comisión de Tarifas Eléctricas, Memorias Anuales, 1990
83
Por entonces , en 1987 se acordó introducir un nuevo sistema tarifario que
a partir de un incremento real de 7% por encima de la inflación y
considerando una tasa de rentabilidad de la empresa ELECTROPERU S.A,
no menor al 4% anual ; cubriría de manera adecuada los costes operativos
y aportaría un margen de utilidad para cubrir las deudas pendientes con el
Estado , que refinanciaría los adeudos pendientes con recursos propios ,
dado que para el gobierno militar de facto , era poco posible conseguir
créditos internacionales para ellos.
Dentro de estos procesos de y políticas tarifarias , el Gobierno en 1987
promueve la política del reajuste tarifario mensual en base a la Unidad
Impositiva Tributaria (UIT), lo cual, sin embargo solamente generó malestar
social en los usuarios sin conseguir una situación económica y financiera
adecuada para ELECTROPERU S.A ; obviamente estos desajustes trajeron
como resultado que para 1985 , ELECTROPERU S.A acumulara un déficit
de US$ 800 millones.
A mediados del año 1990, el gobierno del presidente Alberto Fujimori ,
mediante un fuerte reajuste de las tarifas eléctricas ( 784%) ,logra reducir la
participación del Estado , bajo el esquema de subsidios , denominándose a
este proceso “sinceramiento tarifario”. Paralelamente se concentran las
tarifas en unas pocas y se prepara un Plan General que permitiría la
participación privada en los procesos de generación, transmisión y
Distribución de la energía eléctrica en Perú.
Estos esquemas se mantienen hasta el presente, basándose en la
concepción de que la tendencia del mercado de generación se aproximará
mejor a los modelos de mercados de competencia.
84
El mercado de la Generación eléctrica , basada en los acuerdos diarios que
son tomados en los Comités de Operación Económica del Sistema (COES)
cuyas funciones van hasta la etapa de Distribución, dada la necesaria
vinculación , puesto que la energía eléctrica es un bien que no puede
almacenarse , sino debe de ser consumido al momento de su requerimiento .
El COES opera como centro de control de despacho de energía eléctrica ,
que para los fines económicos (también hay funciones relativas a la
operación como es la Ingeniería y el Mantenimiento) supervisa y audita los
costes de operación de cada Generador asociado al comité . Estos
despachos poseen dos entornos conocidos , los mercados mayoristas donde
participan los mismos generadores , los distribuidores y los grandes
clientes (La ley peruana considera cliente libre al usuario con un consumo
superior a l,000 KVA)
Asimismo existe la posibilidad de negociación entre los mismo generados ,
donde contratos con Demandas máximas pueden ser cubiertas de manera
temporal con aporte de energía procedente de otra generadora , es
conocido como mercado “Spot” , o mercado de ocasión.
La generación eléctrica en el Perú posee perfiles de carga (Potencia y
energía) similares al gráfico No. 13.
Gráfico No. 13
85
La curva D(p,t) representa la demanda en función del precio (p) Garantizada
para el libre flujo de la energía en un periodo de tiempo determinado (t).
Si deseamos conocer la demanda total de energía en las 24 horas , del
gráfico No 13 , podemos inferir:
Existen variados estudios
tecnologías , sean estas
cinética del agua) o térmi
ocurriendo es el cambio
etapa de competencia m
Schmalensee (35) por el
evidencia la estudian esto
tendencia al cambio de c
procesos tecnológicos q
contínuas en los proceso
Generación, llegando a
cuando se alcanzan los 40
Es por ello que en algun
escala (costos subaditivo
como lo afirman Atkinso
generación eléctrica de E
t=12
∫ D(p,t)dt
t=0
sobre los temas de generación , en sus diversas
hidráulicas (basadas en la utilización de la energía
cas (combustión) , pero el fenómeno que ha venido
de condición de operador monopolístico hacia una
onopólica , esto quizá , a decir de Joskow y
agotamiento de las economías de escala , esta
s economistas y consideran que existe una fuerte
ondición de mercado debido a los avances de los
ue inciden en la ingeniería que permite mejoras
s de diseño y fabricación de las nuevas Plantas de
agotar las condiciones de economía de escala
0MWH de capacidad de generación.
os países ya no hay condiciones de economía de
s) para el mercado de generación eléctrica , tal
n y Halvorsen (36). En su estudio del mercado de
EUU.
86
La concepción teórica de Boiteaux (37) para enfocar los métodos de
regulación en diferentes mercados, presentados por muchos autores de
diferentes maneras , nos dice que la tarificación se realiza sobre el margen
de producción , pero recordando que aún no existe medios físicos para
almacenar la energía eléctrica de manera eficiente , se tiene que conseguir
un equilibrio entre la demanda instantánea y la oferta, esto es, buscar un
sistema que sea financiera (respecto a la inversión) y económica (respecto a
la producción) adaptado y que le permita una supervivencia en un periodo
determinado de tiempo.
Veamos a través del desarrollo del modelo como conseguimos la afirmación
anterior , si consideramos que existe una entidad cuya función es despachar
la energía y potencia eléctrica de manera económica hacia la red de
transporte , donde por el momento no vamos a analizar. Del gráfico No. 14.
(35) Joskow P. y R Schmalensee “Markets for Power. An Analysis of Electrical
Utility desregulation” , Cambridge Máss. MIT . (1983)
(36) Atkinson, Soco y Roberto Halvorsen. “ Parametric Eficiency Tests, Economies of Scale
and Input Demand in US Electric Power Generation” . International Economic Review.
(1984)
(37) Boiteaux, M. « La Tarification des demandes en Pointe » , Reveu Génerále de
l´Electricité . 321 – 340. (1949) Traducción al ingles como “ Peak – load Pricing” Journal of
Business, (1960): paginas .157 – 179.
87
Gráfico No. 14
Del gráfico No.14 observamos los costos variables de cada central de
generación se deben de ordenar de menor a mayor, correspondiendo el
costo marginal instantáneo al costo variable (o precio declarado) de la
última unidad que ingresó a despachar energía para cubrir la demanda. Así
la última unidad de generación que ingresa a vender su producción es quien
se establece como unidad marginal.
Así una demanda Q1 (que correspondería a una hora fuera de punta o con
baja demanda del consumidor), aquí el costo marginal instantáneo le
correspondería a la unidad de generación 5 (Pe5), ya que es la última en
ingresar a despachar energía , cuando la demanda llega al máximo
requerimiento del usuario , se conoce esta situación como “demanda hora
punta” (Q2), y aquí el costo marginal instantáneo es igual a Pe7 que es el
costo variable (o precio declarado) de última unidad de generación que
interviene , aportando la energía que demandan los usuarios.
88
En el caso de la Potencia , habíamos mencionado que este parámetro
garantiza el suministro de la energía eléctrica y por ello está más
relacionada con la inversión realizada en la Planta física y a los costes
asociados al desarrollo del proyecto de implantación.
Veamos el gráfico No. 15.
Gráfico No.15
A partir de estas definiciones, vamos a desarrollar el modelo , asumimos
como determinante el tiempo “t” para concebir la demanda en función al
precio en el tiempo:
d(t) = Dmax.e -αt/T
Aquí asumimos que:
d(t) es la demanda de energía instantánea en el tiempo “t”
Dmax. Es la máxima demanda probable del sistema
α es una constante o parámetro , que dependerá de la evaluación
econométrica de la demanda total del sistema.
T es el número de horas totales de producción en un año.
89
Ahora vamos a expresar nuestra curva de carga como la vimos en el gráfico
No 13 , en una curva de disponibilidades de energía o también denominada
curva de duración. Esta se obtiene por ordenación de las demandas de
potencia (infraestructura) y como son cubiertas por las diferentes centrales
que despachan energía a la red de transporte.
6
Vamos a considerar algunos
decimos que existen “n” unida
costo marginal de operación d
ci+1 > ci, donde i = 1,2,3,4…n
Asimismo, asignamos a cada
correspondiente a la instalació
de la última unidad de pote
invirtiendo en la generación Cp
Gráfico No 1
supuestos , derivados de la realidad , así
des de generación de energía cada una con un
iferente y constante:
unidad de generación eléctrica una anualidad
n de (1) un MegaWatt (MW) : donde el costo
ncia deberá ser menor para poder seguir
i+1 < Cpi.
90
Ahora podemos inferir una función de costes que podemos minimizar ,
sujeta a la máxima demanda que el sistema puede requerir en un “t”
cualquiera del año T.
i=n i=n
Min Σci x Ei + ΣCpi x pi i=1 i=1 Sujeto a (s.a) : n
ΣPi = Dmax
1
Ahora tenemos la variable Ei que representa la energía de todo el sistema
eléctrico y a Pi es la potencia aportada por cada unidad de generación.
Tenemos que evaluar la variable Ei en función de las demás variables
conocidas , luego observando el gráfico No15, vemos que La Potencia
instalada en el tiempo “t” nos muestra la energía instantánea Pi x t , pero
adicionalmente la máxima demanda (ver expresión 1.36) , explica que hay
una sumatoria total del valor de energía , de acuerdo al requerimiento del
sistema , sin embargo también de acuerdo al gráfico existen dos términos
más que debemos de añadir y son:
ti-1
∫ d(t)dt
t1
91
fijarnos en los límites de integración , esto debido a que en el tiempo 1, se
produce la potencia P1 , para el tiempo t2, tenemos la potencia despachada
P2 y así sucesivamente, recordando siempre que el límite temporal máximo
es 8,760 horas que tiene cada año terrestre.
Así por consiguiente se tiene también:
i-1
ΣPi x (ti-1-ti) 1
Como la expresión de cargo de energía aportado en el periodo “t-1” dado
que la energía es instantánea. Por consiguiente:
i=n ti-1 i-1 i=n
Min Σ [Pi x ti + ∫d(t)dt - (t1-1 - ti)x ΣPi] x ci + ΣCpi x pi i=1 ti 1 i=1 Sujeto a (s.a) : n
ΣPi = Dmax
1
A partir de esta expresión podemos derivar la expresión final que relaciona
el coste de operación con las anualidades por costes de inversión. Para ello
basta hacer uso de la minimización lagrangeana sobre la expresión y
concluir despejando los tres parámetros Pi , ti, y Dmax. :
92
Cpi + ci x ti = Cpi+1 + ci+1 x ti
Lo que podemos resumir como :
Coste marginal + Anualidad por desarrollo de central de Punta = anualidad
del coste de inversión + coste de Operación y mantenimiento
ó también esquemáticamente:
Cmg + aCdP = Cinv + Coym
Bajo esta concepción teórica , se remunera de manera separada los cargos
por potencia y cargos por energía. El precio básico de la energía , resulta
del promedio ponderado de los costes variables del despacho , ordenados
desde el menor coste hasta el mayor.
El precio básico de la potencia , es la anualidad (retorno) de la inversión en
la infraestructura , según la ley que permite una tasa de descuento del 12%
durante un período de 30 años.
Una manera de considerar el precio de la energía eléctrica es valorizarla en
la barra misma. Vamos a utilizar la metodología referida en Resolución
0940-2002-OS/CD, del Osinerg , entonces se determinan un conjunto de
relaciones referidas a los precios de la energía en la barra de una
subestación:
(38) Resolución 0940-2003-OS/CD, del 12 de abril del 2002.
93
“...
PEBP = PEMP + CPSEE (1) PEBF = PEMF + CPSEE (2) PPB = PPM + PCSPT (3) Donde:
PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación
PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta,
PEMP : Precio de la Energ a a Nivel Generación en Horas de Punta para las
Subestaciones Base del Sistema.
í
í
í
í
í
í
PEMF : Precio de la Energ a a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta
para las Subestaciones Base del Sistema.
PEMP y PEMF, determinados como el producto del Precio Básico de la
Energía respectivo por el Factor de Pérdidas Marginales de Energ a.
PEBP : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta.
PEBF : Precio en Barra de la Energ a en Horas Fuera de Punta.
PCSPT : Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de
Transmisión.
CPSEE : Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en
Energía.
Para el cálculo de los precios de potencia y energ a para el resto de
Subestaciones de cada sistema, se emplearán los valores de PEBP , PEBF y
PPB, resultantes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3).
Cuando se trata de Subestaciones que derivan directamente de las centrales
de Generación , el Precio en Barra de la Energía , cuyo flujo preponderante
es hacia otra subestación con Precio en Barra definido, se determinará del
cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la Energía de la
Subestación con Precio en Barra definido entre el correspondiente Factor
de Pérdida Marginal de Energ a.
94
El Precio en Barra de la Potencia de Punta en una Subestación de Central
Generadora, se determinará dividiendo el Precio en Barra de la Potencia de
Punta de la Subestación con Precio en Barra definido entre el Factor de
Pérdida Marginal de Potencia.
En el caso de subestaciones en que el flujo preponderante de energ a aporte
a otra subestación con Precios en Barra definidos, se le aplicará el mismo
procedimiento.
í
Se define:
PEBP1 = PEBP0 / FPME (4)
PEBF1 = PEBF0 / FPME (5)
PPB1 = PPB0 / FPMP (6)
Donde:
PEBP0 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, definido.
PEBF0 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, definido.
PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, definido.
PEBP1 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, por determinar.
PEBF1 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta , por
determinar.
PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar....”
En este esquema se considera un conjunto de precios en diferentes en barra
, en diferentes subestaciones eléctricas , pero de hecho entramos en el
ámbito del Monopolio natural , que es hasta la fecha , los medios de
transmisión o líneas eléctricas , que conduce la energía eléctrica desde la
subestación de la central de generación , hasta la subestación del
distribuidor , de donde llegará finalmente al consumidor usuario.
Actualmente la tendencia del segmento de Generación Eléctrica , es hacia la
desregulación , dado que nuevos agentes intervienen en el proceso y
95
participan de las utilidades que permite el mercado , sin embargo ; en lo
tocante al sector de Transmisión Eléctrica , la actividad reporta una función
operativa dentro del proceso de llevar la energía eléctrica hasta el usuario
final. Esta función de transporte de energía del sistema permite satisfacer la
demanda con energía producida en las plantas más eficientes del sistema,
aún cuando éstas estén distantes de los centros de consumo , en beneficio
tanto de generadores como de consumidores.
Dentro del contexto del modelo de generación, donde no hemos asumido
restricciones de capacidad, demanda inelástica y factores de planta iguales
a uno y se llega a la forma eficiente de asignar los costos de generación.
Similares técnicas tienen que ser utilizadas para la tarificación de la función
de transmisión de la energía eléctrica.
Gráfico No.17
Fuente : Sector Eléctrico Perú , Eduardo Zolezzi , Febrero 2004
El gráfico No. 17 , muestra como se produce una economía de escala
técnica , cuando el nivel de Voltaje de línea se incrementa desde 60 KV
96
hasta 220 KV ; obviamente el costo de los equipos asociados a estos
niveles de tensión también se incrementan de manera sustancial.
Una empresa que entra en el negocio de la transmisión eléctrica puede
operar en dos niveles conocidos ; a saberse , transmisión principal y
transmisión secundaria , siendo que los costes del primer nivel son
cubiertos en su totalidad (se cargan a los usuarios) y en el caso de la
transmisión secundaria , esta se produce entre usuarios del sistema , la
recuperación de la inversión es parcial.
Paradójicamente , la función de transmisión eléctrica , permite la
competencia entre generadoras eléctricas. Los costes de transmisión se
basan fundamentalmente en la anualidad que remunera y paga la inversión
de reponer o reemplazar el sistema existente , proyectado a un período de
tiempo “t” que equivale a la vida útil de la infraestructura instalada ,
apreciada a una tasa de descuento “r” y sumándose a ello los costes de
operación y mantenimiento de la red y las subestaciones asociadas al
sistema de transmisión.
aVNR VNR = [1 + (1/1-r)t] r
Dentro del concepto de la tarifa dos partes , se remunera a la función de
transmisión , tal como expresábamos arriba , El costo total anual eficiente
(CTA) para los concesionarios de transmisión se realiza partiendo de esta
anualidad, descontadas a una tasa de 12% y los costos
estándares de operación y mantenimiento.
97
De acuerdo con la Ley de Concesiones , el CTA está conformado por la
anualidad que remunera la inversión (“AVNR”) y los costos de operación y
mantenimiento (Coym). Así tenemos:
CTA = aVNR + Coym
la anualidad de la inversión se calcula sobre la base de:
El Valor Nuevo de Reemplazo (“VNR”) es el costo de renovación de las
instalaciones destinadas a prestar el mismo servicio con la tecnología y
precios vigentes utilizando un período de 30 años y una tasa de
actualización del 12%.
El artículo 76 de la Ley de Concesiones Eléctricas, indica que el VNR
deberá incluir:
a) Los costos financieros durante el periodo de la construcción de la
infraestructura de la red , calculados a una tasa de interés que no podrá ser
superior a la Tasa de Actualización, fijada en el Artículo 79 de la presente
Ley.
b) Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres
utilizadas (Cuando hacen uso de medios tangibles de otros propietarios ,
cuyo coste se debe cubrir como una renta)
c) Los gastos por concepto de estudios y supervisión de ingeniería.
El OSINERG actualiza el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las
instalaciones de transmisión con la información presentada por los
concesionarios. En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas
de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas , la actualización se realiza
cada 4 años.
98
Los Coym son costos asociados al mantenimiento preventivo, mantenimiento
de estructuras y mantenimiento correctivo de acuerdo a protocolos técnicos
basados en estandares comparativos a nivel internacional (Técnicas de
mantenimiento de calidad total por ejemplo) cuya frecuencia y duración
dependen de las características de las líneas físicas de transmisión, factores
climáticos, accesibilidad de las torres o celosías de soporte (Hay que
recordar que debido a la agreste de las regiones propias del Perú, las redes
están algunas veces en lugares remotos casi inaccesibles), etc.
En la valoración de estos costes se usa la noción de sistema
económicamente adaptado, Así el VNR y el Coym , son calculados
distinguiendo los costes asignados a instalaciones principales y secundarias,
estas últimas incluso se deben de desagregar al nivel de líneas eléctricas
por tramos o segmentos , debido a que deben ser asignadas a determinados
usuarios conforme a los mecanismos de remuneración , que el despachador
de energía utiliza para cada caso.
De acuerdo con la tarificación en dos partes, el coste de transmisión anual
(CTA) debe igualar al coste del peaje (CP) por circular en la red más los
ingresos tarifarios (IT) , por ello tenemos:
AVNR + Coym = CP + IT
Asimismo el ingreso tarifario (IT) se compone de dos partes fundamentales
, basta recordar que una parte de ella cubre los cargos por consumo de
energía y el otro por el nivel de potencia que permite la red:
99
Por ello podemos así disgregar:
IT = ITENERGIA + ITPOTENCIA
Y estos a su vez se subdividen en:
ITENERGIA = (Er*Per - Ee*Pee)
ITPOTENCIA = (Pr*Ppr - Pe*Ppe)
Pr = Potencia de retiro en barra
Ppr = Precio de la potencia de retiro en barra
Pe = Potencia de entrega en barra
Ppe= Precio de la potencia entregada
Er= Energía de retiro en barra
Per= Precio de la energía de retiro en barra
Ee= Energía entregada en barra
Pee= Precio de la energía entregada en barra.
Hay que tomar en cuenta que el proceso de tarificación de la red eficiente
económicamente no necesariamente coincide con la eficiencia técnica
eléctrica , puesto que la posibilidad de compartir circuitos disminuye los
costes totales para cada usuario y finalmente esto redunda en los costes de
la red de transmisión , así la metodología de tarificación que castiga al
usuario con el coste total se denomina “estampillado” basado en la
distribución económica de los costos ; pero una metodología denominada
tarificación Nodal , describe los costes en función a las condiciones de
ingeniería del sistema de red.
100
Existen varios métodos diferentes en el proceso de tarificación de los
servicios de la transmisión eléctrica , vamos a mencionarlos de manera
comparativa dado que los reguladores utilizan una combinación de estos
para resumir sus políticas tarifarias.
1. Método del Estampillado (Postage stamp) , es uno de los métodos
básicos y más simples de tarificación, otorga pagos iguales a los
usuarios y no importa la distancia , todos asumen una parte del
costo del peaje en la red de transmisión. Una gran ventaja de este
método es que los inversionistas recuperan el valor total de la
inversión , sin embargo no considera el funcionamiento real del
sistema y no posee instrumentos de incentivo para superar el
problema agente-principal , asimetrías y externalidades al sistema.
2. Método del Cam no Contratado (Contract path) , una variante del
método anterior , pero asigna costes totales al usuario contratante
y recupera el valor de la inversión. No ofrece capacidad de
incentivos.
i
l3. Método del Camino Extendido (MW mi e) , este método es un poco
más sofisticado en su concepción matemática , permite una
recuperación total de la inversión y utiliza el concepto nodal para
desarrollar , a partir de un sistema económicamente adaptado , las
tarifas reales que contratan los usuarios. Muchos países utilizan
esta metodología en combinación con otras.
4. Método del Costo Marginal de Corto Plazo (SRMC) , política
tarifaria mucho más elaborada , dado que incorpora los costes de
las pérdidas en la red, las posibles congestiones en la red y las
fallas de la misma , derivando de ella inclusive ; las penalidades
que aplicarían al operador de la transmisión eléctrica , a partir de
estas políticas.
101
5. Método del Costo Marginal a Largo Plazo (LRMC) , este modelo, ya
incorpora la recuperación total de los costes de inversión y sus
parámetros son estimados de manera econométrica , considerando
las variaciones de los recursos hidrológicos para centrales
hidráulicas y las variaciones de los precios de los combustibles
para el caso de las centrales térmicas.
Es importante considerar que un cálculo real debe considerar la inclusión de
las pérdidas de energía en las líneas de transmisión , pues estas son
cargadas al precio final , veamos un ejemplo de esto:
Grafico No. 18
En del Gráfico No. 18 , apreciamos que la energía llega desde el
transformador de Línea 220/60 KV, hasta la Barra Nodo A , con un precio
P1 , allí tenemos en barra una potencia determinada a 60 KV de nivel de
voltaje. Cuando un usuario requiere el uso de la misma, esta es dirigida
hacia la Barra Nodo B , donde la energía circula por toda la longitud de la
línea de transmisión “L” y llega con un precio Px.
102
Si vemos el siguiente gráfico , veremos que hay costos incrementales
(marginales) que ocurren en el proceso.
Así P1 = Px - Px ( ∂L / ∂P1)
Gráfico No. 19
Despejando Px obtenemos: Px = P1 [ 1 / (1- ∂L / ∂P1)] donde el término
∂L / ∂P1 corresponde al “factor de compensación de pérdidas”.
Queda finalmente entendido que el proceso de transmisión eléctrica es un
monopolio con características propias dentro del concepto teórico
denominado “natural”.
103
En el Perú , el sistema de transmisión eléctrica considera dos grandes
ramales de circuitos de alta tensión (léase alto voltaje) , estas se
denominan :
Sistema interconectado Centro Norte (SICN)
Sistema interconectado Sur (SISUR)
Ambos conforman el denomina Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) , supervigilado por el COES.
Las distorsiones de precios a nivel nacional , ocurrían cuando se analiza la
existencia de diferencias tecnológicas entre un sistema y el otro.
En la zona de cobertura del SICN, incluyendo a la capital del Perú , se
concentra más del 80% del consumo nacional , con uso de centrales de
generación hidráulicas (agua) en su mayoría (96%) , mientras que el sistema
interconectado del Sur (SISUR) concentra la diferencia (menos del 20%) con
tecnología de generación térmica (uso de combustibles fósiles) en más del
45% de su capacidad de planta.
Debido a los altos costes de inversión en una red que integrase ambos
ramales , el gobierno peruano de 1996 , decide la privatización de las redes
integradoras , en la modalidad de concesión tipo BOOT , y así dos empresas
del continente participan , construyéndose la línea Mantaro-Socabaya , que
integra ambas ramales y la totalidad de la empresa peruana de transmisión
hasta entonces (ETECEN) se transfiere en la misma modalidad a la
colombiana ISA , asumiendo ellos los compromisos de inversión.
En la actualidad el SEIN agrupa a 20 departamentos y más del 90% de la
demanda de energía del país, donde existen tres empresas transmisoras con
líneas principales, Etecen y Etesur, que fueron privatizadas y se denominan
Red Eléctrica del Perú (propiedad de ISA de Colombia) y las privadas
Transmantaro (propiedad de Hydro Québec, Canadá) y Redesur (Red
Eléctrica de España).
104
Asimismo, tres empresas generadoras poseen líneas principales propias
desarrolladas para integrarse a determinadas localidades de su ámbito
geográfico: Enersur (Tractebel), Aguaytía a través de Eteselva (Maple Gas)
y la Empresa Generadora de Macchu Picchu (EGEMSA) que todavía se
mantiene en poder del Estado.
Las empresas que poseen instalaciones que forman parte del Sistema de
Transmisión Principal están obligadas de conformar el Comité de Operación
Económica del Sistema (COES) a fin de garantizar la seguridad ,
confiabilidad y abastecimiento dentro del SEIN , este a su vez posee más
8,125 Km de líneas de transmisión de las cuales 2,955 son parte del sistema
principal en 220 KV y 138 KV, mientras que los restantes pertenecen a
sistemas secundarios de menor voltaje destacando la participación de
empresas como Edegel (Endesa de España), Electroandes (PSEG de Estado
Unidos de NA) y Enersur (Tractebel), Ver gráfico No.20.
Hay que recordar que los incentivos en el mercado de transmisión eléctrica
, permiten al operador a buscar la eficiencia en la misma , sin embargo la
asimetría en la información , esconde los costes reales al regulador . Sin
embargo una de las ventajas y beneficios sociales obtenidos con estos
procesos de privatización , son:
a. Reducción de precios al usuario final
b. Incremento de la confiabilidad del sistema
c. Capacidad de compensación de demanda , donde esta sea
necesaria
d. Posibilidad de negociación de los precios (clientes libres) desde
diferentes fuentes de generación , haciendo más competitivo el
mercado de generación eléctrica.
105
Grafico No. 20 SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
106
El complejo ámbito industrial del mercado de la energía eléctrica , concluye
en el usuario final , que dispone de la energía para su conversión en otra
forma de energía que le será necesaria en los procesos industriales de
transformación. Así esta última etapa técnica , es conocida como
Distribución Eléctrica.
En el Perú existen diferentes empresas distribuidoras , a nivel nacional ;
todas dedicadas al rubro de la distribución técnica y comercialización de la
energía al usuario final , sea este residencial , industrial , sector estatal y/o
privado ; etc.
Uno de los conceptos sobre el cual se basan los principios regulatorios
para las actividades de distribución eléctrica es el concepto de VNR “Valor
Nuevo de Reposición” y en este sentido la Ley de Concesiones Eléctricas
es muy clara al respecto, precisando que únicamente existe un único
concepto que la define. Así la Resolución 014-97-P/CTE del 11 de octubre
de 1997, explica que un solo concepto de VNR es la expresada por la Ley ,
haciendo hincapié de manera directa que “para efectos de las concesiones
de distribución, la Ley de Concesiones Eléctricas , utiliza el concepto de
VNR en dos contextos. En primer lugar, la ley utiliza el concepto de VNR en
el contexto del modelo de empresa eficiente utilizado para establecer el
VAD (Valor Agregado de Distribución) para cada sector de distribución
típico. Como segundo término , la Ley de Concesiones Eléctricas emplea el
concepto de VNR dentro del marco de las disposiciones relacionadas con la
determinación de la tasa interna de retorno para los grupos de
concesionarios a fin de verificar una eventual corrección de los valores
agregados de distribución”.
Así tenemos en cuenta que el VNR se refiere al costo de “renovar las obras
y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y
precios vigentes”, rechazando bienes innecesarios.
107
Este es un punto de partida de discrepancias con las empresas dedicadas a
la distribución eléctrica. En efecto, los concesionarios sugieren que el
regulador carece de facultad para actualizar las instalaciones y los valores
sobre la base de precios y tecnología vigente. Afirman que el proceso de
compararse con la empresa modelo eficiente de la Ley de Concesiones
Eléctricas, no es sólo inútil sino que carece de sentido económico. Aquí
juega un papel muy importante la discrecionalidad del regulador al respecto
y las asimetrías en la información proporcionada por los concesionarios ;
que obviamente para aumentar el VNR de sus instalaciones , pueden
desvirtuar el modelo , aumentando el valor real de la infraestructura , con
equipamiento que no represente aporta beneficio real a la sociedad , sino
más bien incrementa el coste de los servicios públicos.
En el Perú , el GART (Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria) es la
entidad encargada de los procedimientos comparativos y regulatorios que el
Directorio de OSINERG , elevará como resoluciones con mandato sobre las
empresas reguladas.
En el gráfico No. 21 , se muestran las diferentes empresas operadoras del
sector Distribución eléctrica en el Perú , donde a modo de comparación se a
determinado para estas , las distancias equivalentes , que son realizadas a
partir de la barra de suministro de referencia y que contemplan los peajes
de transmisión , a fin de determinar el precio en la barra del distribuidor ,
que servirá finalmente para tener el coste real del valor de la energía que
compra el distribuidor.
108
Gráfico No .21. Fuente : Distancias Equivalentes y D agramás Unifilares de Transmisión Secundaria de los Sistemas de D stribución Eléctrica al 31/12/2003
ii
Osinerg - 2003
109
En el Perú , el modelo regulatorio aplica desde dos perspectivas , la tasa de
retorno de la inversión del Generador y el coste de transmisión , lo que
denominamos tarifa en Barra de la energía eléctrica y el VAD , que es el
Valor Agregado de Distribución, finalmente la remuneración al operador de
distribución eléctrica es el VAD.
Para efectos del cálculo del VAD , la ley contempla el modelo de la empresa
eficiente , cuyo ensamblaje se realiza de manera concertada con los
operadores eléctricos de distribución ; asumiéndose que estos pretenden
llegar al modelo de eficiencia económica y técnica preconcebido.
Schleifer (39) , introduce el concepto de regulación por comparación , donde
ante la existencia de varios monopolios regionales o locales (áreas de
concesión) , es posible introducir una competencia comparativa entre estas
(Benchmarking o también denominada originalmente YardStick Competition)
, de modo tal que el regulador puede fijar las tarifas de un operador
cualquier , en función a los costes de los otros operadores del mismo grupo.
Una de las ventajas de esta metodología , es la reducción de las asimetrías
de información entre regular y regulado , pero una de las mayores
desventajas la constituye el grado de aproximación o distorsión de cada
empresa del grupo al modelo planteado , pues hay que recordar que cada
empresa enfrenta panoramas diferentes , tienen diferentes capacidades
instaladas y diferentes tecnologías , además de enfrentar mercados
diferentes .
Así podemos definir el modelo Yardstick como sigue:
n
j=1 Pi = αi Ci + (1-αi) Σ (fjCj)
110
Donde:
αI es un factor referido al costo de la empresa local
Ci es el coste unitario de la empresa
fj es el factor de ingresos para las mismas empresas del grupo
Cj es el coste promedio unitario de las empresas del grupo
Pi es el máximo precio que puede alcanzar una empresa regulada
Recientes avances en técnica regulatoria nos muestran posibilidad de
enfocar en el entorno de la teoría de los juegos , el modelo de
benchmarking , considerando una total simetría informativa como un
equilibrio de Nash , basado en ajustes intertemporales hacia el nivel
marginal de sus costes , como lo muestran Armstrong & Sappington (40).
Así en el sistema regulatorio peruano , el porcentaje de recuperación del
VNR se fija como una anualidad y comparativamente será la diferencia entre
el Valor agregado de distribución a precios de la demanda máxima menos
los costes operativos , por ello tenemos:
aVNR = VADxdM - Coym
donde :
aVNR es la anualidad proporcional de pago al VNR.
VAD es el valor agregado de Distribución
dM es la máxima demanda para este concesionario
Coym son los costes operativos del concesionario
(39) A. Schleifer . “A Theory of yardstick competition” Rand Journal of Economics, Vol. 16
- 1985.
(40) Mark Armstrong & David Sappington “Recent Developments in theory of Regulation”
October 2005.
111
El valor denominado anualidad del VNR , es un factor calculado en función
al valor nuevo de reemplazo, en la cual el regulador asume valores de la
tasa de retorno y del periodo de retorno , en función a la experiencia
internacional y a la condiciones del mercado , así tenemos que la Ley
peruana contempla una tasa de 12% y un período de 30 años de valoración y
extinción de los bienes de capital , concepto que finalmente nos dice la vida
útil de los equipos y de la infraestructura.
Un concepto adicional que reconoce el regulador al concesionario es el
denominado “remuneración a la operación eficiente” , el mismo que está
dado en un 2.5% anual del valor de la inversión eficiente original.
La metodología del cálculo del VNR , sigue como:
Utilidad Operativa + Costes del Ejercicio = GIR
Luego definimos
GIR1 GIR2 GIR3 GIRn
(1 - κ1) (1 - κ2)2 (1 - κ3)3 (1 - κn)nVNR = ------ + ------ + ------- ...+ ...------- +…+ ----
Donde
κ = es la Tasa Interna de Retorno Tarifaria ó TIR tarifaria
VNR es el valor nuevo de reemplazo
GIR son los ingresos esperados desde 1 a 30 años incluyendo el monto del
2.5% por remuneración a la operación eficiente.
112
Por norma general se acepta que los distribuidores , por el mismo hecho de
llegar al usuario final ; se condicionan a portar energía eléctrica en Media
tensión (MT) en niveles superiores a 1.000 voltios hasta 36.000 voltios ; la
tensión de uso en Baja Tensión (BT) es todo nivel de voltaje inferior a 1.000
voltios.
Para el cálculo del TIR tarifario , encontramos el VAN (Valor Actual Neto)
haciendo la relación (1.49) igual a cero en el tiempo:
Luego definimos
GIR1 GIR2 GIR3 GIRn
(1 - κ1) (1 - κ2)2 (1 - κ3)3 (1 - κn)nVNR - ------ + ------ + ------- ...+ ...------ = VAN
O también:
GIRn
(1 - κn)n VAN = Σ ------ - VNR
Luego tenemos el VAN de la inversión en el período de 30 años.
Un tema importante son las pérdidas del sistema. El efecto de la circulación
del flujo de corriente eléctrica , habíamos ya indicado ; genera , debido a la
Ley de Ohm, una disipación térmica que es equivalente al cuadrado de la
intensidad por el valor de la resistencia que se opone al paso de la misma.
113
En condiciones reales, esto es más complejo aún, hay fenómenos
capacitivos que afectan la libre circulación del flujo de corriente en los
cables conductores , por ello que existen pérdidas en los sistemas de
transmisión del concesionario de la Distribución.
Se ha realizado cálculos de ingeniería para determinar los valores que
deberían tener los elementos que componen un sistema de distribución
eléctrica, de modo que sean próximos al ideal teórico de los cálculos. Así
para el caso peruano tenemos:
PERDIDAS TECNICAS (%) - ENERGÍA ELECTRICA
LOCALIZACION CONCESIONARIO REAL EMPRESA EFICIENTE Red MT 1.13 1.05
Transformador MT/BT
1.72 1.50
Red BT 3.35 3.20
Acometida y Medición
0.90 0.90
Gráfico N. 22. Fuente COES - OSINERG
PERDIDAS TECNICAS (%) - POTENCIA ELECTRICA
LOCALIZACION CONCESIONARIO REAL EMPRESA EFICIENTE Red MT 1.64 1.52
Transformador MT/BT
1.90 1.65
Red BT 5.42 5.20
Acometida y Medición
0.80 0.80
Gráfico N. 23. Fuente COES - OSINERG
Por consiguiente , se reconocen las pérdidas físicas en la red de
Distribución , que finalmente serán cargados al usuario , dado que como
todo producto , el usuario compra la energía y asume el coste de llevarlo
hasta su destino de uso. Este factor es:
114
Ω = Pε + Ex
y finalmente :
F.E.P = 1 / (1- Ω)
Donde:
F.E.P Es el factor de expansión de las pérdidas
Pε Son las pérdidas estandares o reales
Ex Valor reconocido del Exceso
Ω Valor de las Pérdidas totales reconocidas.
Finalmente la forma como se componen los costes desde el Productor hasta
el Distribuidor , ha sido definida de la manera siguiente (41):
Nivel Costos Marginal
Potencia de Punta Energía
Producción ATCMg ATCMgP ATCMgE Distribución Media Tensión MTCMg
VADMTATCMgP
p
+−α1
e
ATCMgEα−1
Baja Tensión BTCMgP VADBTMTCMgP
p
+− β1
e
MTCMgEβ−1
Donde:
CMg AT : Costo Marginal en Alta Tensión CMg MT : Costo Marginal en Media Tensión CMg BT : Costo Marginal en Baja Tensión CMgP AT : Costo Marginal de Potencia en Alta Tensión CMgE AT : Costo Marginal de Energía en Alta Tensión CMgP MT : Costo Marginal de Potencia en Media Tensión CMgE MT : Costo Marginal de Energía en Media Tensión CMgP BT : Costo Marginal de Potencia en Baja Tensión CMgE BT : Costo Marginal de Energía en Baja Tensión VADMT : Valor Agregado de Distribución Media Tensión VADBT : Valor Agregado de Distribución Baja Tensión αp : Pérdidas de Potencia en Media Tensión
115
αe : Pérdidas de Energía en Media Tensión βp : Pérdidas de Potencia en Baja Tensión βe : Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1.3 Incidencia del costo de la Energía Eléctrica en los
consumidores.
En el Perú , a fines de 1972, la responsabilidad de la prestación del servicio
eléctrico a nivel nacional estaba a cargo del Estado, las tarifas existentes
estaban basados en criterios de costes contables y de precios sociales,
acorde a cada “promesa” de los políticos que se turnaban en el mando
gubernamental , incluyendo a los militares que asumieron el gobierno
peruano de manera dictatorial.
Así , para el año de 1989 , las tarifas eléctricas vigentes no llegaban a
cubrir el 40% de los costes operativos , por la calidad del servicio y la
capacidad de inversión eran deficitarias , no habían políticas que tratasen
este sector energético con proyección al largo plazo y no se esperaba
mejoras entonces , debido a la exclusión financiera del Perú , de los
mercados internacionales de capitales.
Hacia 1990 las pérdidas financieras superaban los 300 millones de dólares
americanos , por ello el interés del gobierno de entonces de proceder a su
privatización , con la consabida llegada de recursos al tesoro nacional ,
donde el proceso de privatización y concesión permitiría una expansión de
la infraestructura existente, pero asimismo también llegaría con estos
(41) 1998-01-09.- R.C.T.E. Nº 001-98 P/CTE.- Procedimiento y Cálculo del Valor
agregado de Distribución y de las Tarifas a Clientes Finales. (1998-01-10) M.EyM.
116
Procesos los incrementos de los precios , etapa denominada de
“Sinceramiento de costes” , que alcanzarían los valores correspondientes a
las políticas sugeridas por el gobierno , a través de los organismos
competentes como es el caso del regulador OSINERG.
Precisamente el ordenamiento de la estructura de los costos y de la
reorientación de la propiedad de la infraestructura eléctrica , va a generar
los cambios que , inicialmente elevan los costes operativos de los
consumidores de energía eléctrico , de modo tal que los retrasos existentes
en las tarifas , que igualmente se reflejaban en los precios de los productos
que utilizan la energía como insumo , son asimilados por los consumidores ,
siendo finalmente el usuario final quien absorve el alza de las tarifas en la
composición de su canasta de consumo ; al igual que los industriales , cuyos
insumos primarios son receptores directos de estos incrementos de precios.
Precio y costo medio Operativo de la Electricidad (ctvs. US$/KW.hr)
Gráfico No. 24. Informe Macroconsult Febrero 2001
Del gráfico No 24, podemos apreciar la evolución del precio promedio desde
los años 1985 hasta antes de la Ley de Concesiones Eléctricas ; vemos que
difícilmente los costes eran cubiertos por los precios finales, no dando
margen a financiar la expansión de la infraestructura existente, sino más
bien siendo deficitarios en resultados financieros.
117
Sin embargo la aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas , va a
generar una mejora en los resultados del crecimiento de la infraestructura
eléctrica y esto debido al aumento de la demanda de energía en el Perú.
Esto lo vemos en el cuadro gráfico No. 25, donde se muestra la evolución
del grado de electrificación en el Perú , desde los años de 1985 hasta el año
2002 inclusive.
COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION - 1985 AL 2002
Año Millones de Coeficiente de Usuarios Electrificación (CE)
1985 1.441986 1.54 44.3%1987 1.63 45.7%1988 1.74 47.5%1989 1.79 47.8%1990 1.86 46.7%1991 1.95 48.0%1992 2.00 48.4%1993 2.10 55.9%1994 2.31 58.5%
1995 2.49 62.5%
1996 2.78 65.0%
1997 2.96 68.2%
1998 3.05 70.0%
1999 3.20 72.0%
2000 3.37 73.0%
2001 3.45 74.9%2002 3.55 75.3%
Año Millones de Coeficiente de Usuarios Electrificación (CE)
Incremento 1990/2002 1.69 28.6%
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Mill
ones
de
Usu
ario
s
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Coe
ficie
nte
de E
lect
rific
ació
n (C
E)
UsuariosCE
Gráfico No. 25. Exposición Ing. Alfredo Dammert Lira - Presidente Ejecutivo de
OSINERG, 2003.
El impacto de los procesos de cambio en la estructura de la propiedad de
las empresas de servicios y la adopción de políticas regulatorias, permiten
una ampliación de los niveles de electrificación tanto en la ciudad,
permitiéndole al Estado peruano , dedicar mayores recursos a la
electrificación fuera de los ámbitos de concesión , esto es donde no resulta
interesante para los empresarios privados invertir , tal es el caso de los
pueblos con muy baja densidad poblacional y alta dispersión geográfica.
118
Los mecanismos de transmisión de costos de los productores eléctricos
hacia el usuario final, producen un efecto de retracción en el consumo
doméstico de la energía eléctrica.
Esto precisamente porque el poblador medio , que fue partícipe de la
ampliación de frontera eléctrica urbana , a través de las concesiones más
solicitadas (Lima Metropolitana y distritos aledaños) , percibe que la
composición de sus gastos se altera con el aumento gradual de costos
(etapa de sinceramiento de precios) hasta que estos cubren y exceden el
coste medio de operación. Esta situación se da en los años 1991 hasta 1997
(42). Donde el crecimiento variacional de las tarifas son positivas y
permiten fuertes niveles de inversión comprometida en los contratos de
concesión eléctrica.
De hecho que la transmisión del incremento del precio hacia el consumidor
final ; no solamente se produce como resultado de la aplicación directa de
los incrementos de costos en la tarifa de consumo familiar , sino a través
del efecto multiplicador en la composición de la canasta de bienes y
servicios y que finalmente representa un incremento en los índices de
precios al consumidor.
De este modo en el caso del consumo residencial , la tarifa eléctrica por
Kw-Hr, en 1996 representa el 100% respecto a la misma tarifa en el año de
1993.
Los resultados de la aplicación del proceso de privatización y de regulación
estatal , permitieron mejorar la calidad de vida del poblador medio y de
aumentar la oferta de energía para los proyectos industriales y mineros
principalmente.
(42) Memorias OSINERG 2000, 2001, 2002 y 2003.
119
La evolución de la oferta y demanda del sector eléctrico peruano , lo
observamos como una consecuencia de las necesidades propias de
expansión de la economía peruana, que en los años de 1990 se encontraba
en una situación de postración financiera y altos niveles de inflación ,
heredados de las políticas gubernamentales del periodo anterior que
gobernaba en el Perú.
OFERTA Y DEMANDA - COES - AL 2003
35%30%
32%28%
21%23% 22%
44% 45%
50%55% 53%
46% 45%48%
1 000
1 400
1 800
2 200
2 600
3 000
3 400
3 800
4 200
4 600
5 000
5 400
1 990
1 991
1 992
1 993
1 994
1 995
1 996
1 997
1 998
1 999
2 000
2 001
2 002
2 003
2 004
MW
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
Hidroeléctrica Termoeléctrica Gas Natural % Reserva Demanda
Gráfico No. 26. Exposición Ing. Alfredo Dammert Lira - Presidente Ejecutivo de
OSINERG, 2003.
120
La evolución de los precios de la energía eléctrica , tanto como energía y su
valor en potencia , a través del mecanismo de transmisión de precios hacia
el usuario final , es de doble aplicación como lo expresamos anteriormente ,
de manera directa como cargo al consumo de las familias y de manera
indirecta como incremento en el coste de los productos y servicios que son
de consumo final.
Recordemos que los usuarios finales del mercado regulado poseen diversas
opciones tarifarias, las que pueden elegir teniendo en cuenta que, ellos
deben correr con el costo del sistema de medición técnica que exige la
respectiva opción tarifaria y las propias limitaciones de esta.
También debemos recordar que la diferencias entre usuarios de Media
Tensión , que son aquellos conectados a redes eléctricas cuya tensión de
suministro es superior a 1 Kilovoltio y menor a 30 Kilovoltios ; y usuarios
de Baja Tensión que están conectados a redes eléctricas con una tensión
igual o menor a 1 Kilovoltio.
Para el caso de la Media Tensión se tienen tres opciones tarifarias: MT2,
donde se mide dos energías activas y dos potencias activas; MT3, donde se
mide dos energías activas y una potencia activa y MT4, donde se mide una
energía activa y una potencia activa.
Para el caso de la Baja Tensión se tiene hasta seis opciones tarifarias: BT2,
donde se mide dos energías activas y dos potencias activas; BT3, donde se
mide dos energías activas y una potencia activa; BT4, donde se mide una
energía activa y una potencia activa; BT5A, donde se mide dos energías
activas; BT5B donde se mide una energía activa y BT6, donde se mide una
potencia activa.
121
La medición de dos potencias o energías se refiere a que la medición, ya
sea de potencia o energía, se verifica por los eventos , esto es, debe de
hacerse en dos horarios diferentes denominados “Horario punta” y “Horario
fuera de punta”.
Para los usuarios afectos a las tarifas MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4,
BT5A en Media Tensión y en Baja Tensión , la facturación de potencia y
energía , dependerán de sí esta se efectúa en hora punta (comprendido en el
horario desde las 18:00 hasta las 23:00) o en horas fuera de punta.
A continuación veremos gráficamente como fluctuaron las variaciones de las
tarifas de la electricidad para usos residenciales entre los años de 1997 y
2003.
Gráfico No 27. Fuente Anuario estadístico OSINERG - 2003.
122
Como vemos entre los años de 1997 y 1999 se producen (sesgado al último
año mencionado) un aumento muy alto de las tarifas BT5B con consumo
superior a 100KW.h , siguiendo de manera cuasicorrelativa a las variaciones
de precios de los combustibles fósiles diesel 2 y Residual 6 , esto es ; se
sobrecarga al usuario final el peso del aumento del precio de los
combustibles utilizados para generación en las Plantas Termoeléctricas ,
pero veamos como se halla la composición de la Planta de generación en el
Perú , tema ya revisado con anterioridad y que ahora explicamos mejor.
Gráfico No 28. Fuente Anuario estadístico OSINERG - 2003.
Entonces podemos apreciar que el usuario final residencial , está en la
práctica financiando el coste de la operación de las generadoras que utilizan
combustible fósil (Petróleo Diesel y Residual) , dado que mayoritariamente
(al 2003) se tiene un alto nivel de producción eléctrica en Plantas con fuerza
Hidráulica.
Sin embargo , vemos que a partir del año de 1999 , la variación porcentual
tiende a ser decreciente, lo que se explica por el dos motivos muy
importantes: el aumento de las fronteras eléctricas locales y regionales y
123
como consecuencia de los fenómenos regulatorios y de control de calidad
del servicio , lo que permite al regulador peruano OSINERG mantener
mejoras en la estructura tarifaria , consiguiéndose de ese modo , que las
alzas en las tarifas sean menores ; implícitamente está también el hecho de
que una menor inflación en el Perú , hace menos riesgosa la inversión
extranjera directa , con ello los niveles de las tasas de recuperación
esperadas por los inversionistas , tienden a ser mejores comparativamente
con las del mercado financiero.
Así lo vemos en el cuadro siguiente:
Gráfico No 29. Fuente : Ing. Eduardo Zolezzi , Feb,26 - 2004.
La tendencia finalmente es la reducción del coste familiar de la electricidad,
debido a la confianza en las políticas de gobierno , adicionalmente resulta un
negocio interesante para los inversionistas , sin embargo ; el gobierno
124
utiliza estas disminuciones progresivas , para incorporar impuestos que
relativamente mantienen el precio de venta de la energía eléctrica
invariable. Estos impuestos son destinados por ejemplo al pago de las
inversiones en el proyecto Camisea.
Por otro lado , hay que notar también que los procesos de privatización
involucran compromisos entre las partes , lo que significa que el futuro
concesionario deberá comprometer inversión directa en el desarrollo de la
infraestructura física de los servicios en la cual desea participar.
La inversión directa en infraestructura , permite una expansión del capital ,
generando así una reducción de los costes de transacción y de los costes
por pérdida de eficiencia social en cada subsector de la economía nacional.
Así por ejemplo la Asociación de Empresas Privadas de ser vicios Públicos
(ADESEP) , ha implementado una investigación (43) donde muestran los
efectos de la pérdida de eficiencia social y los costos de transacción en que
incurren los consumidores por los defectos del mercado.
El cuadro siguiente ha sido extraído del documento citado anteriormente
(ver 43) , y resume el estudio de los sobrecostes como sigue:
125
Como observamos los sobrecostes se dan prioritariamente en los sectores
rurales y marginales, en el caso de referencia el sobrecoste en Lima , para
el subsector electricidad no existe (valor 0) , lo que significa que en Lima
hay un porcentaje total de electrificación y no se concibe al poblador
limeño a utilizar elementos sustitutos de la electricidad. Esto sin embargo
es muy relativo, dado que el promedio de familias que poseen un puesto
laboral es menor al 50% y mucho menor el trabajo formal según
definiciones de la OIT , allí solo encontramos a menos del 35% de la fuerza
laboral limeña , entonces ; los costos de la tarifas que fueron en aumento
durante la década desde 1990 hasta el 2000 han afectado la capacidad
presupuestaria de las familias limeñas ; reduciendo su capacidad adquisitiva
y cuando se lo permiten , inclusive retornando , obviamente en menor
número ; a medios alternativos de iluminación como son las velas y las
fuentes autogeneradoras (pilas y baterías automotrices) que son sustitutos
de la electricidad convencional.
Obviamente el Gobierno ha tratado de compensar las alzas tarifarias y los
recargos impositivos en las mismas , introduciendo el mecanismo de
compensación denominado FOSE , cuya finalidad es transferir parte del
costo tarifario de los que más consumen , hacia las tarifas residenciales de
menor consumo.
(43) Centro de Investigación Universidad del Pacífico “Sobrecostos para los Peruanos por
falta de Infraestructura. Estimación de los costos de transacción productos del déficit de
Infraestructura de Servicios Públicos” 2005.
126
Hay que notar que si bien hay una distribución de los recursos , a través de
los mecanismos de transferencia del FOSE hacia los sectores de menos
recursos , sin embargo el mayor problema surge finalmente en el
sobrecosto que aplica a los sectores productivos, dado que este incide en el
precio final de manera directa y estos incrementos modifican la estructura
de precios de los productos con alto consumo de energía eléctrica (sector
Minería e Industria).
Supongamos un coste del Insumo energía eléctrica (Iee) en el período de
producción “t+1”, esto implica que previamente existió una inversión en
capital (infraestructura) cuyo valor es “Kt” y ahora hay un costo de
operación , relacionado con la tarifa eléctrica “CVt”, que en conjunto
conforman el coste de utilizar la energía eléctrica en un proceso productivo:
Ieet+1 = δ Kt + CVt+1
Donde δ es la tasa de depreciación del capital.
Dependiendo del modelo de depreciación elegida podemos tener una tasa
“δ” lineal, decreciente ; que permita una correcta depreciación de los
activos de capital, pero asociado a esta , el costo variable CVt+1 , está
directamente afectado por las tarifas de consumo eléctrico. Así en (1.53) un
alza porcentual “µ” en el costo de utilización de la energía eléctrica, tendrá
una incidencia porcentual sobre el coste final del insumo energía eléctrica
del orden de µ.CVt+1 , y esto representa un porcentaje similar a :
µCVt+1
% Ieet+1
127
Entonces vemos que la influencia en el coste de la producción se manifiesta
por este mecanismo, el mismo que repercute en todo el lote producido.
Tanto mayor sean los niveles producidos , de hecho existirá un aumento del
consumo de energía eléctrica , cuya eficiencia se podrá apreciar acorde al
volumen de lo producido en el periodo , lo que se traduce en un coste
unitario reducido que enfrenta la demanda del mercado.
Así , mediante los mecanismos de asignación de costes , para la
determinación del valor de venta , de un producto o servicio, se transfiere
al usuario final los diferentes costos que participan en el proceso productivo
, incluyendo la utilidad que remunera al productor.
En el caso de los mercados ideales , de competencia ; el equilibrio de
precios es determinado por los movimientos de la oferta y de la demanda
sectorial y por las variables exógenas que son inciden en tales movimientos.
En los mercados con fuertes características monopólicas y oligopólicas , es
necesaria la regulación de los precios , para evitar el dominio total del
mercado por los monopolístas o las colusiones perniciosas entre
oligopolistas , que redundaran en una ineficiencia social y en altos costos
que deberán pagar los usuarios finales.
Es por ello que la Gestión de las tarifas de los servicios públicos como es el
caso de la energía eléctrica , deberán presentar una estructura congruente
entre el marco legal y los dispositivos económicos destinados a su
operación , amalgamados en una superestructura administrativa simple y
funcional , coherente con los recursos que recibe y altamente eficiente en la
asignación de estos para su labor regulatoria.
128
Seccion 2 : La eficiencia relativa de las Empresas del
sector eléctrico peruano
Con la emisión de la Ley de Concesiones eléctricas en el Perú, se implantan
nuevas estructuras propietarias , que finalmente modifican el esquema de
los servicios públicos destinados al suministro de energía eléctrica.
Esta nueva conformación presenta también novísimos esquemas de trabajo ,
donde muchos de los puestos laborales son eliminados , a fin de conseguir
una eficacia en los ratios per cápita de producción , asimilando asimismo las
tendencias administrativas de la era de la globalización ; donde la
subcontratación es uno de los instrumentos más eficientes para conseguir
una mejor posición económica en el mercado. Estructuras administrativas
como son las áreas de:
- Mantenimiento
- Operaciones
- Servicios de Computación e Informática
- Servicios de Limpieza
- Servicios de Alimentación
- Servicios de Seguridad y Guardianía
- Servicios de Asesoría Legal
- Servicios de Ingeniería , Estudios y Proyectos
- Etc.
La organización del negocio de Generación , transmisión y distribución ; deja
de ser el voluminoso ente anacrónico y difícilmente manejable asiento
productivo público de propiedad estatal , para convertirse en una
organización ágil, concreta y coherente con los fines de su núcleo de
negocios.
129
Para 1995 , estas empresas aportan los nuevos conceptos que pueblan el
mundo del conocimiento administrativo y gerencial a nivel mundial. Adoptan
esquemas de organizaciones con estructura plana y flexible , con jerarquías
mínimas y con responsables del mismo nivel para cada labor. Dejan
asimismo los servicios que no son competencia del negocio nuclear y
destinan sus esfuerzos en incrementar su productividad. Así muchas de las
áreas arriba mencionadas son ahora brindadas por terceros (Tercerización)
y cuando estas empresas pertenecen a concentraciones mayores (a modo
de ejemplo ENDESA) entonces múltiples unidades de negocios del
conglomerado desarrollan sus habilidades al servicio de la empresa nuclear
, compitiendo con otras de su mismo rubro y logrando así mejoras debido a
que:
- Las unidades independientes generan sus propios recursos
- Las unidades independientes adquieren conocimiento (Know How)
- Permiten mantener índices per cápita adecuados
- Crean valor agregado adicional a favor del inversionista
En el caso peruano , el conglomerado ENDESA , propietario de Edelnor,
Etevensa , Edegel y Electronorte ; posee dos empresas propias de servicios
: CAM PERU y SINAPSYS. Ambas empresas se dedican a labores de
Mantenimiento , Montaje , instalación y Informática , comunicaciones y
Operaciones respectivamente ; adicionalmente estas empresas participan en
otros sectores generando ingresos adicionales al grupo y lo más importante
es que estas empresas poseen presupuesto propio y centro de costos
propios , que les permite operar con sus recursos , sin necesidad de recibir
fondos de la empresa matriz.
130
2.1 Nueva Estructuras Empresarial
En el Perú , hacia los años de 1990 , la estructura empresarial es todavía
pública y pertenecen al Estado ; grandes empresas de generación aún posee
las funciones de transmisión y distribución inclusive.
Con la Ley General de Concesiones de 1992 , se permite que el capital
privado participe de los procesos de producción de la energía eléctrica.
Dentro de este panorama , las antiguas estructuras organizacionales ,
fuertemente jerarquizadas y arregladas a la conveniencias propias de cada
gobierno , que utilizaban a la empresa pública como fuente de recursos
laborales para el vasto y amplio público
partidario. Así , la empresa pública termina convirtiéndose en gigantes
conglomerados de burócratas y asistentes de todo nivel , haciendo de la
empresa estatal , una ineficiente y lenta organización , con ello crecen las
instancias donde se realizan los trámites y dichas acciones son laboriosas ,
creándose paralelamente “especialistas tramitadores” , una suerte de
“empleados públicos” sin asignación oficial y no ligados a los entes públicas
, cuyas habilidades son reducir los tiempos que exigen los trámites y de ese
modo se ganan la vida , a costa de usufructuar a conocidos (muchos de
estos tramitadores son ex trabajadores y jubilados de gobiernos anteriores)
y aprovechando las condiciones propicias para generar corrupción en los
funcionarios oficiales que trabajan en estas áreas. Adicionalmente poseen
grandes equipos humanos destinados a labores de Asesoría Legal ,
Limpieza, Seguridad, Informática , Mantenimiento , Operaciones , logística,
Administración; etc.
En la mayoría de los casos algunas funciones son redundantes y es así que
las áreas de ingeniería poseen centros de computo e informática
131
especializados al igual que administración , que posee el centro de computo
general ; los servicios de mantenimiento se llegan a dividir en
mantenimiento especializado y servicios generales y así cada área se
especializa para dar paso a más trabajadores , luego el núcleo de la
producción , asume los costes operativos de cada nueva área y con ello la
productividad final disminuye progresivamente, esto porque un único centro
de costos asume el coste total de la organización.
La organización propia de los años 80´s para las empresas conformantes
del sector estatal , era sin duda la Jerárquica , con una estructura lineal
como sigue:
La mayoría de las organizaciones empresariales del Estado peruano
abarcaban todo el país , lo cual hacia que la estructura orgánica sea muy
compleja y que dependa de muchos puestos de trabajo , llegándose inclusive
132
al caso en el cual el puesto laboral era “heredado” al familiar subsiguiente ,
que era entrenado en los múltiples “secretos” del complejo entorno
administrativo , soportado en muchas leyes y regulaciones públicas que
obviamente diferían según las apreciaciones propias de cada gobierno ;
consiguiendo con ello un aparato burocrático extremadamente voluminoso y
de cuya complejidad , dependían muchas familias e inclusive los
trabajadores marginales “tramitadores” , sobrecargando de costos de
transacción demasiados pesados para ser soportados por la economía
nacional , esto se traduce finalmente en déficits financieros y altos grados
de corrupción , puesto que para cubrir estas abultadas planillas públicas el
gobierno peruano destinaba más del 35% del PBI para estos fines,
manteniendo inclusive “congelados” los niveles salariales , desde cierto
nivel de concentración de personal y únicamente incrementándolos , a
partir de los niveles de jerarquía más altos , basados en el concepto de
cargos o empleos de confianza y en el denominado especialistas altamente
tecnificados , situación que aún se mantiene en diferentes sectores de la
economía nacional.
A partir de este panorama , que nos describe de manera suscinta el entorno
empresarial del Estado de las décadas anteriores al 2000 , la privatización
permite que estas estructuras sean reemplazadas progresivamente por
organizaciones más ágiles y orientadas al núcleo principal del negocio. Las
condiciones brindadas por el gobierno del Presidente Alberto Fujimori ,
generan niveles de confianza en los inversionistas que ven el Perú , un
destino de sus capitales.
133
Es así que las estructuras empresarias de orden estatal , cambian por otro
de orden privado, con ello se puede decir que significa un cambio
estructural y de la propiedad de los medios de producción, consiguiéndose
que el capital privado asuma la responsabilidad del crecimiento de la
infraestructura y de los desafíos que representa el invertir en un país con
un alto grado de dependencia y centralización estatal.
Un fenómeno adicional se produce cuando gran parte de los trabajadores
retirados por efecto del proceso de transformación de la propiedad , pasan a
formar parte de los servicios tercerizados (outsourcing) , aplicando sus
habilidades técnicas , administrativas y gerenciales , pero desde una
organización propia, más reducida y orientada únicamente a las labores
especializadas. Este fenómeno permite la inclusión del trabajador retirado
(sin puesto laboral fijo) al sistema económico productivo de servicios , se
consigue también valor agregado en la economía y correspondientemente
generan más recursos para el Estado , dado que estos nuevos actores están
obligados a tributar. Si bien los mecanismos legales y administrativos que
regulan a los pequeños empresarios son todavía incipientes , pues aún no
hay mecanismos apropiados para permitirles el acceso a capital de trabajo y
para la adquisición de maquinaria , herramientas y equipos , se espera que
en los próximos 10 años , estas empresas sean el principal actor de la
economía nacional , aunque es de notar que más del 80% de estas empresas
están en el rubro de los servicios y muy pocas en el lado de la producción,
lo que finalmente los sigue manteniendo en la dependencia tecnológica y
consecuentemente habría que desarrollar otros esquemas económicos y
financieros , con marcos legales adecuados que les permitan seguir
creciendo y participando de los beneficios de la inversión extranjera y local
de gran volumen.
134
Las empresas conformantes de la actividad eléctrica en el Perú , hacia el
año 2001 , presentan la siguiente integración:
PARTICIPACIÓN EN LA POTENCIA EFECTIVA POR GRUPO ECONOMICO Y POR EMPRESA
HASTA EL AÑO 2001
Gráfico No. 30. OSINERG – GART Gerencia de Estudios Económicos - 02/2003
Vemos entonces que el grupo ENDESA, posee más del 33% de la propiedad
de los servicios públicos relacionados con la generación electricidad , e
integra :
- Generación , a través de las empresas Etevensa, Edegel
- Distribución , a través de la empresa Edelnor, concesionaria de la
zona norte de Lima.
Otra empresa que posee actividad en dos segmentos del negocio eléctrico
es el grupo PSEG:
- Generación , a través de Electroandes
- Distribución , a través de la Empresa Luz del Sur , concesionaria de la
zona sur de Lima.
135
La figura de la privatización y del nuevo esquema de la propiedad y de la
caracterización industrial , redirecciona también los niveles de ingresos
obtenidos por las ventas de estos nuevos grupos de poder y que
mostraremos en el cuadro siguiente:
VENTAS DE ENERGIA (MW.hr) Y FACTURACIÓN (S/.) A CLIENTES LIBRES - 2001
Gráfico No. 31. GART -OSINERG, Gerencia de Estudios Económicos - 02/2003
Nuevamente observamos que el mayor volumen de ventas lo obtiene el
grupo ENDESA con más del 26% y resultando que ahora el segundo actor
más importante es TRACTEBEL, cuyo mercado cubre el sur del Perú ,
donde hay creciente actividad minera , que finalmente son los grandes
consumidores de energía eléctrica.
Es importante notar que el índice de Herfindalh-Hirschman (IHH) aún es
menor que 2.500 , esto indica que para agrupaciones sobre las cuales se
mide (4 empresas) podría causar un impacto en el proceso de desregulación
136
si el grado de concentración de estas actúa como un incentivo a proponer
barreras legales y colusivas (nótese que explícitamente habría un
oligopolio) , dañando de este modo cualquier intento de aplicar políticas
regulatorias en la búsqueda de una desregulación hacia la competencia ,
esto se complica más aún si los grupos comprometidos , pueden combinar
costes entre centrales hidroeléctricas (bajo costo de operación) con
centrales del tipo térmico (coste medio) produciendo costos ocultos que
desincentiven la participación de otros grupos en la industria de la
generación eléctrica , hay que tener en cuenta también el mercado peruano
es relativamente pequeño y esto aumenta más aún las posibilidades de
colusión entre grupos.
Esta nueva composición del sub sector privado de la energía eléctrica en el
Perú , ha resuelto el problema de la inversión , dado que descarga al Estado
en su papel de principal inversor , permitiéndole reasignar los recursos
hacia otros sectores , lamentablemente esto no se ha producido, sino que el
monto equivalente de inversión se ha destinado al gasto corriente , como
muchos otros recursos provenientes de la privatización de otros sectores
(telecomunicaciones , puertos , aeropuerto , empresas pesqueras , minería ;
etc.) sin utilizarse estos capitales en la formación de superestructuras
empresarias que puedan absorver la mano de obra disponible (calificada y
no calificada) ; pues basta una muestra de ello, al notar los altos índices de
migración de peruanos calificados y no calificados al exterior.
El efecto directo como mencionamos líneas antes , se verifica en el
porcentaje de trabajadores que laboran en cada segmento de la actividad,
así vemos que para 1995 se registra un total de 7,479 trabajadores, hacia el
año 2004 el total descendió un 21.3% lo que equivale a 6,165 trabajadores
empleados.
137
El ni
Gráfico No. 32. Ministerio de Energía y Minas - Anuario - 2004
La reducción de personal ha ocurrido fundamentalmente en áreas
administrativas , donde se ha procedido a disminuir el personal y se han
implantado políticas de outsourcing , a fin de complementar las labores
secundarias de cada empresa. Hacia el 2004 las empresas del subsector
eléctrico presentan el siguiente panorama económico comercial:
EVOLUCION DE LAS VENTAS POR ACTIVIDAD (Gw.hr)
Gráfico No.33 . Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad,
Anuario 2004
138
Podemos observar que el nivel porcentual de crecimiento del consumo de la
energía eléctrica por destino (industrial, comercial, residencial y alumbrado
público) ha sido creciente y positiva , habiendo un mayor incremento en la
tasa de crecimiento del sector industrial , cuyo nivel de facturación pasa de
3,109.30 GW.hr hasta 10,813.40 GW.hr , registrándose un crecimiento de
más del 245% , obligando con ello a un incremento en la capacidad operativa
de las empresas eléctricas , traducido en una mayor inversión en capital e
infraestructura.
De manera concluyente diremos que para el año 2004 , se produce y
comercializa aproximadamente 3.2 GW.hr/per cápita contra un 1.32
GW.hr/per cápita que se conseguía en 1995, con las cantidades de
trabajadores adscritos a este subsector.
1.5 Tendencias Empresarias y Acuerdos bajo el marco
regulatorio del Estado Peruano
En el Perú , hacia los años de 1990 , se empieza a reformar la estructura de
la propiedad en el subsector electricidad.
La segmentación en tres giros de negocios , generación, transmisión y
distribución ; se complementan con los compromisos legales que asume el
Estado peruano para conseguir implantar un proceso de transferencia
adecuado y beneficioso para el Perú.
139
Así podemos ver el cuadro siguiente:
Gráfico No. 34. “EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE
ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS
USUARIOS “ , Giovanna Aguilar Andía , 2003.
140
El proceso de privatización rompe con los esquemas existentes hasta
entonces y consigue incorporar a nuevas fuerzas empresarias , cuya
fortaleza económica les permite competir en el proceso licitatorio y ofertar
en condiciones igualitarias , luego se constituyen conglomerados que
permiten la concentración de capital en torno al giro de negocios en el
sector energía y particularmente en la eléctrica.
Tanto la generación , como la transmisión y la distribución son
reacomodados en nuevas estructuras de propiedad privada con participación
social , donde el gobierno permite inclusive el acceso al accionariado
mediante ofertas públicas.
Únicamente en el año 2002 se presenta un serio inconveniente en el
proceso de privatización, cuando después de otorgarse la Buena Pro a la
empresa de origen Belga Tractebel , sobre la propiedad de EGESUR
(Empresa de Generación Eléctrica del Sur SA) y de EGASA (Empresa de
Generación de Arequipa SA) ; el pueblo de Arequipa en conjunto con su
Alcalde , se oponen al proceso e interponen una acción de amparo
(Instrumento legal para retornar todo lo actuado a la situación anterior
previa) , consiguiendo con ello que Tractebel retire su oferta y quedando
sin efecto el proceso de privatización hasta la fecha.
Las unidades de generación pueden ser vendidas en su totalidad , sin
desmedro del Estado mismo , debido a que el capital que constituyen los
activos de las empresas se deprecian en el tiempo , además de sufrir de
obsolescencia
tecnológica y dependen de una red de transmisión para ofertar su
producción , por ello indiscutiblemente las redes de transmisión representan
la parte que el Estado no desea entregar a perpetuidad y se determina las
141
políticas de contratos del tipo B.O.O.T (Buitl Own Operate Transfer) , esto
significa : construir, Operar y transferir la propiedad después de terminado
el contrato de usufructo.
Es bajo este tipo de contrato , que el Estado peruano define a los nuevos
concesionarios (propietarios en términos de corto plazo) por un periodo de
30 años , el control total de las redes de transmisión eléctrica .
En el cuadro de abajo, vemos la nueva estructura de propiedad que se
constituye alrededor de la Transmisión de energía eléctrica.
Así
de e
Gráfico No. 35. “EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE
ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS
USUARIOS “ , Giovanna Aguilar Andía , 2003.
en el Perú tenemos 3 grupos empresariales que controlan la transmisión
nergía eléctrica mayoritariamente :
- REPSA (Redes Eléctricas del Perú SA) que opera la líneas de
interconexión del sistema interconectado centro norte y gran parte
del centro sur (antes denominadas Etecen y Etesur) y cuya
propietaria es la empresa colombiana ISA. Adicionalmente se ha
142
adjudicado en el 2005 , la interconexión internacional con la red
eléctrica de Ecuador.
- Redesur (Red Eléctrica del Sur SA) controlada en mayoría por las
empresas españolas Abengoa , Cobra y Red Eléctrica de España.
- Transmantaro SA, que opera la interconexión entre las redes
eléctricas del Sistema centro norte y centro sur (Subestaciones
Mantaro - Socabaya)
En cuanto al segmento que llega al usuario final , el Estado promueve la
inversión en las redes de Distribución y a partir de 1994 , Electrolima SA,
que conglomeraba las redes de distribución eléctrica de toda la capital del
Perú , es concesionada en dos partes: Luz del Sur SAA que asume el
control de la zona sur de Lima y Edelnor SAA que se adjudica la concesión
de la zona norte de Lima, abarcando inclusive a las provincias aledañas.
El siguiente cuadro resume como queda finalmente el mercado de la
distribución eléctrica en el Perú:
Gráfico No. 36. “EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE
ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS
USUARIOS “ , Giovanna Aguilar Andía , 2003.
143
Gráfico No. 37. “EL SISTEMA TARIFARIO DEL SERVICIO PÚBLICO DE
ELECTRICIDAD, UNA EVALUACIÓN DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LOS
USUARIOS “ , Giovanna Aguilar Andía , 2003.
144
Finalmente encontramos algunas nuevas características de los mercados
eléctricos peruanos , en sus diferentes segmentos ; como son
Concentración horizontal , esta surge debido a las fusiones que realizan
diferentes empresas que operan en el mismo lado del segmento eléctrico
(generación con generación y distribución con distribución) , esto debido a
que la estructura de la Ley de Concesiones emitida en 1992 , no contempla
este tipo de asociación empresarial , sino más bien protege contra la
concentración vertical (empresa que se fusionan operando en dos o más
segmentos del mercado eléctrico). En 1997 el Estado Peruano emite la Ley
Antimonopolio y Antioligopolio , en 1998 se reglamenta esta Ley con el
Decreto Supremo 017-98-ITINCI, que modifica a la Ley de Concesiones ,
mediante el control de las fusiones (para esto queda sin efecto las
prohibiciones de concentración vertical) y se permite hasta cierto
porcentaje (5% en el caso de concentración vertical y 15% en el caso de la
concentración horizontal) el grado de participación propietaria en empresas
que operan en diferentes segmentos del mercado eléctrico, es decir que a
la misma vez son parte de un conglomerado empresarial que posee
generación y distribución.
Para el año 2004 , se presentan algunos inconvenientes con las empresas
generadoras, las cuales tenían contratos vencidos y no estaban claros los
procedimientos de fijación de la tarifa en Barra , por ello el gobierno adopta
el 30 de Diciembre del 2004 la Ley de Nº 25844, que modifica diferentes
artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas.
En el caso de la caducidad de las concesiones, se incorpora como causal el
reiterado incumplimiento en el pago por el abastecimiento de energía y la
no realización de estudios o ejecución de obras establecidas en los
contratos de concesión.
145
Paralelamente se suspende hasta el próximo 31 de diciembre del 2007 , la
aplicación de la causal de caducidad a las distribuidoras que no tienen
contratos de suministro para los próximos 24 meses, evitando una
injustificada rescisión de la misma , que podría desestabilizar la confianza en
el regulador.
Para el caso de la problemática de la tarifa en Barra , se establece que el
COES determinará la oferta y demanda proyectada por los próximos 24
meses , basándose en los valores de consumo y costes históricos ,
reduciéndose así los inconvenientes que generaba la anterior prescripción
que exigía un plazo de 48 meses sin reajustes. También se establece que
los cálculos de la tarifa se verificaran cada año (al 30 de abril) permitiendo
así proyectar cualquier alza de precios de los combustibles en el mercado
internacional.
Asimismo el Estado peruano y OSINERG plantean el denominado Plan de
Aseguramiento de la generación eficiente de la energía eléctrica , que
proyecta más allá del 2010 , las políticas de Estado que brindaran las
garantías a los
inversores en este rubro del negocio eléctrico , asegurando al país una
continuidad de inversión en infraestructura , acorde al crecimiento del
mercado interno y a los acuerdos de comercialización hacia el exterior.
146
1.6 La Regulación Eficiente y el Crecimiento del sector Eléctrico
El término crecimiento en el sector eléctrico esta referido a su capacidad de
aumentar el acervo de capital, constituido por la infraestructura , el capital
líquido , Deuda por cobrar y todo componente financiero que le permita un
aumento del valor de la empresa.
El crecimiento del sector de la energía eléctrica , en la década de 1960
presenta escasa o casi nula inversión , a excepción del crecimiento
vegetativo y natural que obliga al mantenimiento de la infraestructura
depreciada y a sus remodelaciones.
Campodónico (44) distingue hasta 6 periodos relativos desde el impulso que
le da el gobierno militar del Gral. Juan Velasco Alvarado en los años de
1970. Así desde el años de 1972 hasta el año de 1979 (ya estaba en el
poder gubernamental el Gral. Francisco Morales Bermúdez ) la tasa de
crecimiento alcanza el 5.7% con más de 114 MW que cada año aumenta
como infraestructura de Potencia.
En el período de 1980 a 1985 , la inversión alcanza los 656 Millones de
dólares americanos y con un referente que equivale al 1.7% del PBI nacional
a precios de 1995.
(44) Humberto Campodónico “Las Reformas Estructurales del Sector eléctrico Peruano y
las características de la Inversión 1992 - 2000” Serie Reformas Economicas, 1999, CEPAL.
147
Desde 1986 a 1990 , las inversiones decaen por debajo de los 230 millones
de dólares americanos y esta solamente representaría menos del 0.57 % del
PBI a precios de 1995.
Para 1990 la situación era muy crítica , altos niveles de déficit , incapacidad
de inversión directa , deficiente organización ; etc.
Con estas variables negativas , el gobierno de Alberto Fujimori , hecha
mano a los procesos de globalización mundial y de apertura económica ,
apelando a las privatización como recurso para aumentar el tesoro fiscal y
comprometer el crecimiento del sector a terceros , bajo reglas de concesión
y contratos del tipo BOOT.
El cuadro elaborado por H. Campodónico muestra esta perspectiva de
enfocar las inversiones y crecimiento del sector eléctrico peruano.
Gráfico No. 38. Ver H. Campodónico (referencia bibliografica 44)
Vemos que el Estado , representado por Electroperú SA, empresa que es la
Generadora por excelencia , pasa por severas crisis financieras y de orden
administrativo , con ello se producen consecuentemente irreversibles daños
148
al desarrollo y crecimiento del sector eléctrico en infraestructura , ello
sumado a los años de terror político que vivió el Perú por efectos del
terrorismo ; terminaron destrozando planes y buenos deseos que por
entonces existían.
149
Gráfico No. 39. Evolución de las Ventas de Energía (en GW.Hr) y comparación contra el PBI (en millones de nuevos soles constantes a precios de 1994)
NIVEL DE VENTAS (GW.Hr) 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Mercado Libre 2296 2156 2662 2473 2106 2510 2803 2244 2604 3089 3390 3525 5115 6234 6593 7121 7762 8362 8852 9231Mercado Regulado 4514 5357 5488 5758 5625 5093 5405 5017 5707 6245 6422 6776 7287 7750 8051 8404 8655 9222 9611 10410Total Ventas 6810 7513 8150 8231 7731 7603 8208 7261 8311 9334 9812 10301 12402 13984 14644 15525 16417 17584 18463 19641PBI (1) 90243 99267 107208 97881 86429 81893 83760 83401 87375 98572 107039 109709 117110 116485 117509 121267 121513 127007 132153 138474
Fuente : Memorias 1980 -2004 Banco Central de Reserva del Perú
Anuarios OSINERG 2000, 2001, 2002, 2003 y 2004
150
Del Gráfico No. 39, podemos inferir que las ventas de energía han seguido
la tendencia del crecimiento nacional , tal como lo muestra el PBI a precios
constantes de 1994. Esto mismo apreciamos debido al impacto que tienen el
nivel de gasto interno , respecto a la oferta de energía eléctrica en el país,
en las etapas de crisis como ocurre en los años de 1987, 1988, 1989 y 1990
; la tendencia del consumo de energía eléctrica disminuye con mayor
rapidez en el mercado libre, puesto que muchos de los consumidores con
capacidad de compra y negociación de energía , son afectados directamente
por la crisis económica interna , asimismo por entonces ya se gestaban los
problemas de la crisis asiática , lo que impacta en el sector externo . Quizá
la mayor contribución a estos variaciones negativas , viene de parte de las
políticas de corto plazo adoptadas por el gobierno de ese entonces , donde
la inversión exterior es paralizada y el país empieza a consumir todas sus
reservas financieras. Observamos también que el Producto Bruto Interno
sufre variaciones negativas que alcanzan al siguiente periodo de gobierno ,
donde se hace necesario efectuar las privatizaciones de las empresas del
sector eléctrico y se puede ver una recuperación de las variables a partir
del año de 1993 hacia delante , producto de las inversiones directas del
sector privado y también a la estabilización de la política macroeconómica
que brinda seguridad a los inversionistas extranjeros , lo que contribuye al
crecimiento de la infraestructura en el sector eléctrico , para poder cubrir la
demanda interna de energía.
Un informe preparado por ADESEP , explica sin embargo que hay un déficit
de capital (léase infraestructura) en el sector de los servicios públicos , tal
es el caso del sector electricidad.
151
Efectivamente, el sector eléctrico presenta un grado o medida de
electrificación a nivel nacional , un gráfico preparado por el Ministerio de
Energía y Minas expone la situación nacional.
Gráfico No.40. Dirección Ejecutiva de Proyectos - ME y M, 2005.
A nivel nacional , sobre todo en el sector rural, la penetración de los
servicios de electrificación está aún rezagada , puesto que para el año de
2004 , Perú presenta un nivel de 76.3% , mientras que el país vecino de
Chile , en el año de 2001 ya posee una cifra muy superior al 95%. Estos
grandes retrazos en el desarrollo del sector eléctrico , son debido a las
inestabilidades de orden político y económico del país , dado que para
conseguir que los inversionistas opten por el Perú como destino de sus
capitales , es necesario que los gobiernos oferten contratos de estabilidad
jurídica , asociados a un buen manejo de los recursos provenientes de las
transferencias por efectos de la privatización y los compromisos de
152
inversión , hacia programas que busquen la continuidad en la creación de
puestos de trabajo , absorviendo la mano de obra en paro , contribuyendo a
mejorar la estabilidad social del país.
Un indicador de eficiencia del sector , ha sido derivado a partir de los datos
del consumo sectorial final (o consumo real descontando pérdidas y
consumo propio) y la producción de energía eléctrica en el periodo anual.
En el anuario 2004 preparado por el Ministerio de Energía y Minas,
Dirección General de Electricidad
2003
Consumo per cápita (Kw-hr/hab) 734.00
Energía Producida per cápita (Kw-hr/hab) 884.00
Eficiencia Sector eléctrico (%) 86.97
2004
Consumo per cápita (Kw-hr/hab) 733.00
Energía Producida per cápita (Kw-hr/hab) 881.00
Eficiencia Sector eléctrico (%) 87.74
Obviamente el crecimiento poblacional explica la disminución del consumo
eléctrico per cápita , puesto que la tasa de crecimiento poblacional ha sido
mayor que la tasa de inversión en acervo de capital en el sector de la
electricidad .
Una muestra de eficiencia institucional en el proceso de regulación
eléctrica, debe de observar relación entre el nivel de calidad y el costo o
nivel de inversión necesaria para proveerla.
153
Por un lado , tenemos esquemas de regulación basados en costos , los
cuales pueden proveer altos niveles de calidad , siguiendo estandares
internacionales y superándolos inclusive , puesto que la inversión en
proveer esta calidad es aprovechada por las empresas privadas
concesionarias , para beneficiarse de los incentivos de sobrecapitalización
por una tasa de retorno en exceso sobre el costo del capital , fenómeno
conocido como efecto efecto Averch-Johnson (45). , pero por otro lado se
tienen esquemas de regulación basados en incentivos como los denominados
precios tope (price cap) , que no siguen pautas internacionales de calidad y
por ello son deficientes en ella , pudiendo proveer un nivel de calidad
menor al nivel de equilibrio social u óptimo social , debido a que las
empresas privadas concesionarias , se benefician de ganancias en
productividad y reducciones de costos ; así dado que tienen incentivos
fuertes para disminuir los costos , menos les interesa brindar servicios con
la calidad , apelando a infraestructura de costos mínimos e muy difícilmente
utilizando componentes con tecnología más avanzada , sino aquellos que le
permitan una sustanciosa reducción de costes y brinden servicios mínimos
bajo las mismas condiciones de operacionalidad.
(45) Spence, M. “Monopoly, Quality and Regulation”. The Bell Journal of Economics,
Volúmen. 6 , 1975
154
CONCLUSIONES PRIMERA PARTE.
Los procesos de privatización de los servicios públicos en el Perú , han
proporcionado el capital necesario para el despegue de este sector , que
por motivación de orden político y como consecuencia de la intervención del
gobierno en la gestión de estas empresas , brindaron resultados negativos y
rezagaron el crecimiento del sector durante muchos años, dejando a los
peruanos en condiciones tecnológicas obsoletas y con un capital disminuido
que ya no estaba a la par con el crecimiento de la población y de sus
industrias. Esta situación se hace más crítica en los sectores rurales , cuyo
coste de la energía es mayor , y en gran medida, no hay energía eléctrica
debido a que no existen líneas de transmisión , fundamentalmente porque
hay varios inconvenientes visibles a simple observación:
- Dispersión poblacional amplia, haciendo más costosa la inversión en
redes eléctricas para suministro del servicio.
- Lejanía de las poblaciones , lo que comercialmente significa costes
elevados para la cobranza del suministro.
- Altos costes operativos en mantenimiento , debido a las dificultades
físicas para alcanzar los pueblos fuera del ámbito citadino de las
capitales de las provincias.
- Alto grado de incertidumbre en la cobranza
- Niveles de pobreza y de extrema pobreza , que no son alicientes para
promover inversión privada en estas zonas, que permita asegurar el
mercado interno de la energía para uso doméstico.
Finalmente el ente regulador OSINERG , que en el proceso está aprendiendo
de las experiencias reales con las empresas que operan en el ámbito
nacional y recientemente con la apertura hacia el Ecuador, en operaciones
internacionales de regulación de los servicios eléctricos.
155
SEGUNDA PARTE
PROBLEMÁTICA DEL PROCESO DE REGULACIÓN E
IMPERFECCIONES
INTRODUCTION
Los agentes que intervienen en el mercado de energía eléctrica , son
entidades que dependen finalmente de diferentes condiciones , como son:
- técnicos, puesto que el coste principal de la producción y el
transporte y distribución marcan la pauta del interés del inversionista
a entrar en el mercado.
- Cl matológicos, muchas de las centrales de generación y los
correspondientes usuarios finales dependen de la estacionalidad de
los recursos hídricos que son usados para la generación de energía
eléctrica. Estos a su vez son demandados como recurso básico para
actividades de saneamiento y suministro de agua potable , situación
que hace del regulador , un agente muy importante y activo para
contribuir al equilibrio ecológico y a la vez económico en el proceso
regulatorio.
i
- Políticos, dado que ningún gobierno puede asegurar el cumplimiento
adecuado de las condiciones pactadas por su antecesor y esto así lo
percibe el inversionista , debido a ello el marco legal debe de ser lo
suficientemente sólido ; que permita brindar la confianza en la
continuidad del contrato firmado con el gobierno de turno.
156
- Económicos, dadas la anteriores condiciones , un mercado pobre y
mal organizado podría no incentivar a los inversionistas y finalmente
no se concretarán los planes de privatización y crecimiento sectorial.
De estas condiciones generales, se desprenden los siguiente problemas
relacionados con la gestión de las políticas tarifarias, por parte del
regulador:
1.- Alto intervencionismo del ente regulador, debido a las características
propias del diseño del mercado eléctrico peruano, hasta inclusive el
proceso de formación de precios, con alta predisposición a la
discrecionalidad del ente regulador.
2.- Tendencia a la Integración vertical, creando temporalmente situaciones
de poder de mercado de determinados grupos empresariales.
3.- Incertidumbre en los mecanismos de valorización de los costes de
transmisión, que necesitan un mejor tratamiento para fortalecer e
incentivar su crecimiento, mejorando los estados financieros de las
empresas concesionarias e inversionistas.
4.- Falta de incentivos y de reglas transparentes para el tratamiento al
proceso de comercialización, función cuya aplicación no está definida en
forma clara por el ente regulador, lo cual la hace inexistente en la
práctica.
Estas fallas de la gestión, propias del ente regulador (analizado dentro del
marco regulatorio que señala el estado peruano) , van a tener incidencia en:
a.- La inversión en el sector eléctrico ( en función del porcentaje de
crecimiento en infraestructura)
b.- La ampliación de la frontera eléctrica en el país.
157
CAPITULO I
El Marco Jurídico , Aplicación y Experiencias
La ley de concesiones eléctricas representa para la economía peruana , la
apertura a los capitales de inversión privados ; bajo una adecuada selección
de las condiciones para el Estado peruano y conveniencias empresariales
para los inversionistas , determinarán un estado situacional de beneficio
mutuo.
Los componentes básicos de las tarifas son los siguientes , tal como lo
reglamenta la Resolución de la Comisión de tarifas eléctricas 001-98
P/CTE, basándose para ello en el Decreto Ley No. 25844 , Ley de
Concesiones eléctricas ; son determinados como sigue:
1. A nivel de producción: Precios en Barra (Generación + Transmisión).
• Potencia de punta.
• Energía en punta y fuera de punta.
2. A nivel de distribución:
• Valor Agregado de Distribución de Media Tensión.
• Valor Agregado de Distribución de Baja Tensión.
• Costos asociados a la atención de los clientes.
• Pérdidas estándares de distribución de potencia y energía en media y
baja tensión.
Sin embargo desde la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas en
diciembre de 1992, la Comisión de Tarifas Eléctrica (CTE) , se abocó a
calcular un conjunto de tarifas eléctricas para el país , teniendo en cuenta
158
que el mercado de la oferta eléctrica aún no estaba fragmentado en las
actividades de generación, transmisión , distribución y comercialización. Es
así que la CTE determina los planes y programas bajo el denominativo
“Programa de Garantía Tarifaria”. ; donde se determinó una tarifa inicial de
distribución para las empresas del país.
Este programa se realizó entre 1992 y 1993, con la finalidad de brindar
una base tarifaria para garantizar la posterior privatización de las empresas
públicas . De este modo , los futuros inversionistas podía estimar su
volumen de negocios y proyectar la evolución tarifaria de acuerdo a la
metodología utilizada en estos estudios preliminares.
Hacia 1994 la CTE emite la Resolución Nº 001-94 P/CTE, donde se
determina la composición de las redes de baja tensión en el sector típico de
alta densidad , donde se permite la sustitución de las redes subterráneas
(obviamente más costosas y de mayor tiempo de implantación) por redes
aéreas , inclusive para el caso de las redes de media tensión , donde
inicialmente existía un 33% de redes aéreas y la mayoría (67% ) eran redes
subterráneas. La CTE encuentra justificable determinar una red adaptada
(combinación de red aérea y subterránea) bajo una composición de 73% de
redes aéreas y un restante 27% de redes subterráneas, decisión que
finalmente disminuiría los costes de inversión para las empresas , haciendo
más atractivo el negocio de la distribución eléctrica.
La CTE encuentra que al convertir los costes de uso y recupero de redes
subterráneas y llevarlas al plano tarifario , esta última resultaría en una
tarifa abultada y sobredimensionada , incluyéndose en ella los costes de
mantenimiento más costosos y con mayor especialización técnica ; por
entonces la recomendación para un despliegue rápido y de costo promedio
bajo, era la red eléctrica aérea.
159
Esta Resolución invierte la composición real de las redes de Media Tensión
con el objetivo de que el usuario final no cargue con las ineficiencias
heredadas de las empresas públicas del pasado y asimismo orienta a las
empresas concesionarias a realizar inversiones eficaces.
Para la primera elaboración de las tarifas, la CTE, desarrolla un modelo ,
obteniendo los valores del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) , para cada
concesión de distribución en función a la información preliminar que fuera
alcanzada por las empresas distribuidoras , este VNR de los sistemas de
distribución , permite efectuar la verificación de la rentabilidad del conjunto
de concesionarios similares, el mismo que en la primera fijación estuvo en
los promedios previstos en la ley de concesiones.
El 26 de setiembre de 1997 se publica en el diario oficial El Peruano la
Resolución Nº 014-97 P/CTE , en la cual se fijaba el VNR de las empresas
de distribución eléctrica de todo el país. Es este también se introduce la
estimación de sectores típicos como son:
Sector típico 1 o sector de alta densidad (Lima metropolitana)
Sector típico 2 o sector de mediana densidad (Capitales de Provincias)
Sector típico 3 o sector de baja densidad (zonas urbano rurales del Perú)
Sector típico 4 o sector de muy baja densidad (zonas rurales del Perú)
Una primera discrepancia surge en el mercado eléctrico de la distribución ,
y el 6 de octubre de 1997 Edelnor presentó un recurso de reconsideración
contra la Resolución 014-97 de la CTE. Básicamente el recurso solicita que
se consideren los cálculos presentados por Edelnor sobre su VNR , dado
que el modelo presentado por la CTE y denominado Sistema
Económicamente adaptado , representa solo el 43% del valor calculado por
Edelnor.
160
Entonces, surge así una primera discrepancia que se fundamenta en la Ley
de Concesiones , dado que en su artículo 76° sobre el tema del VNR , dice a
la letra: "...el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a
prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes.” Entonces
el VNR económicamente adaptado del regular CTE , parece un modelo irreal
e inexistente e incompatible con la infraestructura que hay que renovar y
actualizar y sobre la cual se desarrollaran las próximas inversiones.
Con fecha 11 de octubre de 1997 , la comisión de tarifas eléctricas (CTE)
promulga las resoluciones Nº 015-97-P/CTE y Nº 017-97-P/CTE ; como
respuesta a los recursos legales de reconsideración presentados por Luz
del Sur (que se había unido al pedido de su similar Edelnor y esta última
misma), en las cuales declara fundado, en parte, los recursos de
reconsideración.
La CTE define un solo concepto de VNR , bajo su interpretación de la Ley
de Concesiones , precisado que el modelo utiliza dos contextos diferentes
como son el entorno real y el modelo óptimo , bajo los siguientes
argumentos :
• Sólo existe un único concepto de VNR y éste es el que corresponde a la
definición contenida en el artículo 76º de la LCE , que está dado en el
contexto del modelo de empresa eficaz utilizado para establecer el VAD
para cada sector de distribución típico. El Sistema Económicamente
Adaptado (SEA) , es un sistema eléctrico en el que existe una
correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía,
procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio. Por ello el
SEA define el modelo de eficiencia hipotético que necesariamente debe
161
corresponder a la empresa modelo eficiente utilizada para el cálculo de los
VAD.
La LCE establece que una vez determinados los VAD sobre la base de la
empresa modelo eficiente, debe verificarse la TIR para un grupo de
concesionarios.
Hay que notar que la Ley de Concesiones Eléctricas , no hace referencia al
concepto de Sistema Económicamente Adaptado , al describir el VNR , sí
establece claramente que no se trata de una cifra histórica o de
reproducción, ni del valor reportado y calificado como real por el
concesionario (hay que recordar que la información tiende a ser asimétrica),
sino que es lo que corresponde a “renovar las obras y bienes físicos
destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios
vigentes”, rechazando “bienes innecesarios” (efecto Averch - Johnson)
En 1997 se promulga la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector
Eléctrico , bajo el Decreto supremo DS Nº 017-98-ITINCI y se reglamenta
en 1998. Esta nueva normatividad deja sin efecto la prohibición a la
integración vertical establecida inicialmente en la LCE pone en vigencia una
serie de disposiciones necesarias para controlar las fusiones y operaciones
de adquisiciones en el sector.
En principio se prohíbe los actos de concentración vertical u horizontal que
tengan por efecto dañar, disminuir o restringir la libre competencia y la libre
concurrencia en el mercado eléctrico. Asimismo se establece que el
Instituto para la Defensa del Consumidor y la propiedad Intelectual
(INDECOPI) , debía autorizar las concentraciones verticales en las que
estuvieran involucradas empresas con una participación en el mercado
mayor al 5% , antes o después de la fusión. En cuanto a la concentración
162
horizontal, el INDECOPI deberá evaluar y a su criterio autorizar las
operaciones en las que se involucren empresas con 15% o más de
participación en el mercado antes o después de la concentración.
Asimismo , teniendo en cuenta la actividad de promoción del Estado peruano
, donde el reglamento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio no
involucraba directa o indirectamente a entidades o empresas del Estado, se
establece un procedimiento especial a los actos de concentración derivados
precisamente de estos procesos de promoción de la inversión privada en las
empresas eléctricas aún en propiedad del Estado peruano, instrumento legal
que sale a la luz como el DS No. 087-2002-EF , cuya finalidad es evaluar
con los órganos competentes (PROINVERSION o el CEPRI) las operaciones
de concentración, sin que dicha revisión interfiera o afecte el normal
desenvolvimiento del proceso de promoción de la inversión privada en las
empresas del Estado.
Asimismo , como mecanismo de transparencia en los actos públicos , de los
que se desprende el accionar del ente Regulador OSINERG , se han dictado
disposiciones legales que prevén la realización de Audiencias Públicas que
permitan a terceros interesados expresar su opinión en las cuestiones que
constituyan objeto del procedimiento administrativo llevado a cabo.
Para ello la legislación vigente contempla , a través de Ley de
Procedimientos Administrativos Generales No.27444 , Capítulo VII ; la
realización de Audiencias Públicas. En el sector eléctrico, la realización de
Audiencias Públicas se encuentra reglamentada por el OSINERG y se llevan
a cabo según el reglamento sobre “Procedimientos para Fijación de Precios
Regulados”, el cual fué establecido mediante Resolución del Consejo
Directivo del OSINERG No.0010-2003-OS/CD del 10 de enero del 2003.
163
Un tema aún pendiente son los plazos establecidos para la participación de
los usuarios en el proceso de fijación de tarifas . En el proceso de fijación
de las Tarifas en Barra, la primera audiencia debe realizarse, a más tardar,
tres días después de la publicación del Estudio Técnico Económico
preparado por el COES para la justificación de su propuesta tarifaria. Este
corto tiempo es realmente muy reducido para permitir que los usuarios
puedan analizar y preparar una propuesta técnica-económica alternativa al
COES , efectivizando su participación en estas audiencias , dado que la
información referida al sector, tiene un elevado componente técnico que
requiere de cierto conocimiento especializado.
Recordemos que los estudios técnicos son presentados por la institución
denominada El COES-SINAC, institución creada por la Ley Concesiones
Eléctricas (LCE) , para coordinar la operación al mínimo costo de las
centrales de generación y sistemas de transmisión del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional, SEIN, y de garantizar la seguridad del
abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los
recursos energéticos, tiene entre sus prerrogativas la de proponer
anualmente al OSINERG las tarifas de generación (potencia y energía) y de
transmisión (cargo de conexión al Sistema Principal de Transmisión), en
base a un estudio técnico económico que debe sustentar en una audiencia
pública convocada por el organismo regulador con dicho propósito.
Todos los avances en materia de legislación relativa a la regulación , basado
en los criterios técnicos de la temática , han constituido un cuerpo legal en
constante auge ; inclusive alguna entidades educativas han encontrado
exitosamente nuevos planes educacionales en esta especialización.
164
Para el año 2006 , el Gobierno propugna un Proyecto de Ley , denominado
“Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica” , que
responde a la preocupación del gobierno y que fue inicialmente promulgada
en la Primera Disposición Final de la Ley N° 28447, en la que se dispone la
creación de una Comisión que elabore un proyecto de Ley para Asegurar el
Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica mediante la:
- incorporación de mecanismos de mercado
- mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios firmes
- desarrollo de nuevas inversiones de generación competencia por el
mercado
- criterios para el tratamiento de las conexiones internacionales.
La nueva ley que garantizaría hasta el año 2010 , la generación eficiente
trata de corregir las deficiencias detectadas en el Marco regulatorio que
permitan el desarrollo de la oferta y el abastecimiento oportuno y eficiente
de la energía eléctrica mediante mecanismos de libre competencia que
aseguren la suficiencia de generación en el sistema, perfeccionando las
reglas del mercado spot, previendo los requerimientos de transmisión y
perfeccionando la asignación de sus costos con criterios de estabilidad.
Dentro de este contexto , el marco general de la Ley , pretende enfocar
algunos puntos que serán los mecanismos elegidos para conseguir sus
objetivos :
- Eliminar barreras de entrada y salida del mercado, a fin de alcanzar
un mercado competitivo
- Proveer a la demanda la oportunidad para responder a las señales de
precios que incentiven el uso racional y económico de la energía y
que la oferta responda a precios que incentiven las decisiones
correctas de inversión. Ni la oferta ni la demanda deben tener
165
restricciones de acceso a las facilidades que permitan mejorar la
competencia en todo el territorio nacional
- Se debe reducir, en cuanto sea necesario, la intervención del ente
regulador en la fijación de precios, enfatizando más su función como
supervisor del funcionamiento eficiente y seguro del mercado, y
propiciando que los precios sean fijados por las señales del mercado,
y en caso que se requiera la intervención del ente regulador para
establecer determinados requisitos o lineamientos, éstos deben ser
previsibles y sustentados objetivamente.
- Certificar la capacidad de generación de las plantas con energía y
potencia (capacidad) firme. Los certificados de capacidad y energía
firmes de las plantas servirán para medir si la demanda a cubrir tiene
suficiente garantía de abastecimiento. Se exigirá que todo contrato de
abastecimiento al mercado sea efectuado con energía y potencia
certificadas. De esta manera se tendrá la seguridad de que la
demanda ha contratado con energía y capacidad suficientemente
confiables
- Poner en orden la situación de los contratos de abastecimiento de
energía entre generadores y distribuidores, a fin de poder evaluar
objetiva y permanentemente la disponibilidad de energía suficiente
para el abastecimiento normal del sistema a precios razonables
- Facilitar la instalación de las nuevas plantas de generación que el
sistema requiera cuidando de lograr el abastecimiento más eficiente y
oportuno de la demanda
- Incorporar procesos de licitación a precios firmes, cuando se
determine que existe en el mediano plazo demanda no cubierta por
contratos de suministro. Los contratos de suministro de mediano o
largo plazo, que se suscriban al precio fijo resultante de la licitación,
166
disminuirán los niveles de riesgo y harán más factibles las nuevas
inversiones, facilitando a los nuevos inversionistas el financiamiento
de sus proyectos de inversión y por ende, ampliando el mercado de
oferta y la competencia
- Establecer un Operador Independiente (OI) como institución
indispensable para implementar las medidas de mejora de la
competencia en, y por el, mercado. El OI se encargará de la operación
del sistema, y del mercado de corto plazo, así como de conducir los
estudios de Planificación de la Transmisión, según las directivas
previamente aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas. El COES
reestructurado será la base de dicha institución
Así el Perú encara la problemática del suministro y de la Gestión de la
regulación, basándose en el marco legal que permita a los inversionistas
tener la confianza y seguridad y también , asegurar la calidad y tarifas
justas para el usuario final.
167
Sección 1 : Ordenamiento Legal Vigente
Esta sección , pretende citar de manera histórica los diferentes
instrumentos legales promulgados en razón y a efectos de la regulación del
mercado eléctrico peruano ; a fin de dar a conocer el conjunto normativo
emitido desde la dación de la Ley de Concesiones Eléctricas.
- Ley de Concesiones Eléctricas No. 25844. Noviembre 1992.
- Reglamento de la LCE. DS. 009-93-EM. Febrero 1993.
- Ley de Creación de OSINERG Ley No. 26734. Diciembre 1996.
- Norma técnica de la calidad de los servicios Eléctricos DS. 020-97-
EM. Octubre 1997
- Ley Antimonopolio y Antioligopolio No. DS. 017-98-ITINCI.
Noviembre 1997.
- Opciones Tarifarias para el cliente final Resolución 024-97-P/CTE.
Noviembre 1997.
- Procedimientos de Cálculo de tarifas para Distribución eléctrica
Resolución No. 001-98-P/CTE, Enero 1998.
- Procedimiento de Cálculo de las Tarifas en Barra. Resolución No.
008-98 P/CTE. Abril 1998.
- Ley marco de los Organismos Reguladores de los Servicios Públicos,
Ley No. 27332. Julio 2000.
- Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de
Libertad de Precios. DS. 017-2000-EM. Setiembre 2000.
- Creación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE). Ley
No. 27510. Noviembre 2001.
168
- Procedimientos de Cálculo para las tarifas de Distribución Eléctrica
Resolución No. 2120-2001-OS/CD. Diciembre 2001.
- Resolución OSINERG, Procedimientos de fijación de Precios regulados
No. 001-2003-OS/CD. Enero 2003.
- Modificatoria a la Ley de Concesiones Eléctricas No. 25844.
Diciembre 2004.
- Procedimientos de fijación de Tarifa en Barra . Resolución No.001-
2005-OS/CD, Enero 2005.
1.1 Asociaciones de Empresas Inversoras
ADEPSEP es el gremio empresarial que asocia a las principales empresas
privadas de servicios públicos en los sectores de energía, infraestructura
de transporte, saneamiento y telecomunicaciones.
La inversión que han efectuado en el Perú estas empresas asociadas supera
los US$ 12,500 MM. Sus ingresos representan más del 6% del Producto
Bruto Interno (PBI), brindan más de 52,000 empleos y crean la
infraestructura imprescindible para el funcionamiento y competitividad del
país. El principal objetivo es propiciar un ambiente de estabilidad para la
promoción de la inversión privada en la prestación de servicios públicos ,
como medio fundamental y camino más corto para lograr una mayor
competitividad y desarrollo económico, logrando así un país con mejores
oportunidades y calidad de vida para todos los peruanos en cualquier lugar
en el que vivan. Busca realizar acciones coordinadas con los asociados y
otras instituciones para explicar a los líderes de opinión y a la opinión
pública en general lo que significa que los servicios públicos estén a cargo
de empresas privadas y los beneficios de incrementar la participación
169
privada en estas empresas. Asimismo buscan ser la fuente de información
más reconocida en sus temas (banco de información para todos).
Esto significa, estar a disposición para actuar como vocero de los intereses
comunes ante el Estado, medios de comunicación y la población, realizando
propuestas, anticipando amenazas, informando, respondiendo o aclarando,
según corresponda. También busca Informar y convencer a la población,
autoridades políticas y a los medios de comunicación, de los beneficios y
objetivos alcanzados por la inversión privada en los servicios públicos,
disminuyendo la percepción negativa que existe sobre estas empresas y el
proceso en general, realizando un apoyo continuo del proceso de promoción
de la inversión privada en empresas de servicios públicos y el incremento
de la inversión privada en general por ser imprescindibles para el
crecimiento económico del Perú.
Organigrama Funcional
170
Asociados del Sector Eléctrico :
Duke Energy Egenor S en C por A
Edegel S.A.A.
Edelnor S.A.A.
Electroandes
Emp. de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A
Empresa Eléctrica de Piura S.A.
EnerSur S.A.
Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. (GNLC)
Luz del Sur S.A.A.
Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP)
1.2 Organismos de Control y Regulación del Sector de
la Energía Eléctrica ................................................
El papel del Estado en el sector eléctrico es el de normar, regular y
fiscalizar. A partir de la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas ,
se reformularon y fortalecieron las funciones de distintas instituciones ya
existentes, creándose otras con tareas específicas. Los diferentes
organismos reguladores o supervisores del sector están fuertemente
relacionados y cada uno cumple diferentes funciones, por lo que es
necesaria una adecuada y formalizada coordinación para alcanzar los
objetivos de la reforma del sector eléctrico. Líneas abajo se muestra las
funciones principales de los diferentes organismos que participan en el
sector :
171
Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad (MEM –
DGE) Genera y propone al congreso de la República las Leyes marco en -
Política sectorial y normas.
- Otorgamiento de concesiones.
- Plan indicativo de expansión: generación – transmisión.
- Aprobación de procedimientos para la optimización de la operación y
valorización de las transferencias de potencia y energía.
- Fijación de variables incidentes en potencia firme (horas de
regulación, probabilidad de excedencia).
- Fijación de variables sobre distribución del pago por potencia (margen
de reserva, incentivos al despacho y contratación, factores de
distribución horaria del precio de potencia).
Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE)
- Fijación de tarifas en barra (energía y potencia) al nivel de generación
cada seis meses y sus fórmulas de actualización.
- Peaje de conexión del sistema principal, fijado anualmente.
- Fijación del Valor Agregado de distribución (VAD) cada cuatro años y
fórmulas de actualización.
- Fijación de las condiciones de ajuste de las tarifas a cliente final
- Cálculo del costo de racionamiento.
- Fijación del precio básico de la potencia de punta.
- Fijación de los costos de conexión, reposición y mantenimiento.
- Fijación del margen de reserva firme objetivo de cada sistema (cada 4
años).
- Fijación de la tasa de indisponibilidad de la unidad de punta (cada 4
años).
- Fijación de las tarifas de transporte y distribución de gas natural por
ductos
172
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG)
- Vela por el cumplimiento de la LCE.
- Fiscalización: obligaciones de los concesionarios establecidas en la
ley y reglamento, para la prestación del servicio público de
electricidad.
- Cumplimiento de las funciones de los Comités de Operación
Económica del Sistema (COES).
- Supervisión de calidad y el suministro de energía.
- Determinación semestral de los porcentajes de participación de
mercado de las empresas.
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y la Propiedad Privada
(INDECOPI)
- Evaluación implicancias sobre la competencia: Concentración entre
las actividades 5% y 15% para la integración vertical y horizontal.
- Protección del Consumidor frente a las Empresas eléctricas
- Protección de los derechos sobre las tecnologías que puedan
innovarse alrededor del negocio eléctrico o como una aplicación
sobre el.
- Análisis de los alcances de las legislaciones regulatorias y los efectos
sobre los consumidores finales.
De las entidades encargadas de la regulación económica de las operaciones
de Generación , Transmisión , Distribución y Comercialización , en el sector
eléctrico ; vamos a remarcar a dos de ellas como sigue a continuación.
173
Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) (46)
La CTE es un organismo técnico y descentralizado del sector Energía y
Minas, que goza de autonomía funcional, económica, técnica y
administrativa, lo que garantiza la naturaleza técnica de sus decisiones. Los
miembros del Consejo Directivo son nombrados por resolución refrendada
por el Presidente del Consejo de Ministros y además por el
titular del Sector, en caso de los representantes de los Ministerios,
designados por un período de cinco años.
La CTE fue creada con Ley No.27116 del mes de Mayo de 1999. Las
principales resoluciones de la CTE se pueden agrupar en dos grandes
categorías: las referidas a la generación y transmisión eléctrica, y las
correspondientes a la distribución.
Además, recientemente, con la concesión de la explotación, transporte y
distribución del gas natural, la CTE ha iniciado la fijación de las respectivas
tarifas en distribución y transporte de gas natural por ductos.
Dentro de las resoluciones de generación y transmisión se encuentran las
que fijan las tarifas en barra y fórmulas de actualización para suministros a
que se refiere el Artículo 43º inciso c) de la Ley de Concesiones Eléctricas,
las cuales son publicadas en abril y octubre de cada año. Asimismo, cada
año se publican las resoluciones que fijan los peajes de transmisión.
(46) CTE-Macroconsult “Informe de la situación de las Tarifas Eléctricas 1993 - 2000”
elaboración del 2001.
174
Por otro lado, en cuanto a distribución, se han emitido resoluciones que fijan
los factores de ponderación de energía (Ep) y el Factor de Balance de
Potencia (FBP), aplicables para el cálculo de las tarifas de energía, y que
son establecidas cada año. Asimismo, se encuentra vigente la resolución de
1997 que fijó por un período de cuatro años el Valor Agregado de
Distribución (VAD) y sus respectivas fórmulas de actualización. En 1998 se
emitieron algunas resoluciones, como la fijación del Valor Nuevo de
Reemplazo del Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya, así como
también la resolución que aprueba el "Manual de Procedimientos, Formatos
y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en
Horas de Punta (FBP)". Finalmente, mediante resolución Nº 024-97 P/CTE,
se fijaron las opciones tarifarias y las condiciones de aplicación de las
tarifas a los clientes finales. Actualmente se ha transferido a la CTE la
potestad para fijar los peajes por el uso de los sistemas de distribución.
A partir de 1999 la CTE inicia la fijación de las Tarifas de Distribución del
gas natural en baja presión por ductos , así como las fórmulas de
actualización. Asimismo, se le encarga la supervisión de los términos
tarifarios establecidos en el contrato de concesión con el transportista de
gas natural y la fijación de las fórmulas de actualización.
Mediante Ley N° 26734 se creó el Organismo Supervisor de la Inversión en
Energía (OSINERG) , como organismo público encargado de supervisar y
fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas
relacionadas con los subsectores de electricidad e hidrocarburos, así como
el cumplimiento de las normas legales y técnicas, referidas a la
conservación y protección del medio ambiente, en el desarrollo de dichas
actividades ; asimismo mediante Ley N° 27332 , Ley Marco de los
Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos ;
se han dictado los lineamientos y normas de aplicación general a todos los
175
organismos reguladores, comprendidos dentro de los alcances del Artículo
1° de la mencionada Ley Marco, lo que incluye a OSINERG, cuyo alcance a
partir de esta reforma legal , le otorga las funciones de regulación que antes
poseía el Comité de Tarifas Eléctricas (CTE) , convirtiendo a OSINERG en
el principal actor de la regulación de la tarifa en energía.
El OSINERG ha definido sus principios e acción , basándose en conceptos de orden
legal y económico , sobre los cuales fundamente su actuar , estos están
dentro del cuerpo de artículos que corresponde al Reglamento de funciones
de OSINERG y son (47) :
Principio de Libre Acceso. Que menciona acerca de la actuación de
OSINERG deberá orientarse a garantizar a los usuarios de servicio público o
consumidores regulados, el libre acceso a los servicios de suministro de
energía eléctrica e hidrocarburos, siempre que se cumplan los requisitos
legales y contractuales correspondientes.
Principio de Neutralidad. OSINERG velará por la neutralidad de la operación
de las actividades que desarrollan las ENTIDADES sujetas a su supervisión,
regulación y/o fiscalización ; cuidando que no utilicen su condición de
tales4, directa o indirectamente , para obtener ventajas en el mercado,
frente a otras personas naturales o jurídicas. OSINERG deberá cuidar
también que su acción no restrinja innecesariamente los incentivos para
competir por inversión, innovación, o precios.
(47) Decreto Supremo DS. 054-2001-PCM. Mayo 2001.
176
Principio de No Discriminación. Puesto que las decisiones y acciones de
OSINERG se orientarán a garantizar que las ENTIDADES no sean
discriminadas, de manera que se coloque a unas, en ventaja competitiva e
injustificada frente a otras.
Principio de Actuación basado en el Análisis Costo - Beneficio. Los
beneficios y costos de las acciones comprendidas por OSINERG, en lo
posible , serán evaluados antes de su realización y deberán ser
adecuadamente sustentados en estudios y evaluaciones técnicas que
acrediten su racionalidad y eficacia. Esta evaluación tomará en cuenta tanto
las proyecciones de corto como de largo plazo, así como los costos y
beneficios directos e indirectos, monetarios y no monetarios.
Serán considerados tanto los costos para el desarrollo de las acciones
planteadas por el OSINERG así como los costos que la regulación impone a
otras entidades del Estado y del sector privado.
Principio de Transparencia. Toda decisión de cualquier ORGANO DE
OSINERG deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean
conocibles y predecibles por los administrados. Las decisiones de OSINERG
serán debidamente motivadas y las disposiciones normativas a que hubiere
lugar deberán ser prepublicadas para recibir opiniones del público en
general.
Se excluye de la obligación de prepublicación las disposiciones de carácter
regulatorio sujetas a procedimientos especiales de aprobación según la
normatividad vigente y aquellas que por su urgencia no puedan quedar
sujetas a dicho procedimiento. De ser pertinente se realizarán audiencias
públicas a fin de recibir opiniones.
177
Principio de Imparcialidad. OSINERG aplicará las normas legales vigentes.
Los casos o situaciones de características semejantes, deberán ser
tratados de manera similar.
Principio de Autonomía. OSINERG no se encuentra sujeto en su actuación
funcional o mandato imperativo de ningún otro órgano o institución del
Estado. Su actuación se sujetará estrictamente a las normas legales
aplicables y a estudios técnicos debidamente sustentados.
Principio de Subsidiariedad. La actuación de OSINERG es subsidiaria y sólo
procede en aquellos supuestos en los que el mercado y los mecanismos de
libre competencia no sean adecuados para la satisfacción de los intereses
de los usuarios de servicio público o consumidores regulados. En caso de
duda sobre la necesidad de establecer disposiciones regulatorias y/o
normativas, se optará por no aprobarlas, y entre varias opciones
similarmente efectivas, se optará por la que menos afecte la autonomía
privada.
Principio de Supletoriedad. Las normas de libre competencia son supletorias
a las disposiciones regulatorias y/o normativas que dicte OSINERG en el
ámbito de su competencia. En caso de conflicto primarán las normas de
OSINERG.
Principio de Análisis de Decisiones Funcionales. El análisis de las decisiones
funcionales de OSINERG tendrá en cuenta sus efectos en los aspectos de
fijación de tarifas, calidad, incentivos para la innovación , condiciones
contractuales y todo otro aspecto relevante para el desarrollo de los
mercados y la satisfacción de los intereses de los usuarios. En tal sentido,
deberá evaluarse el impacto que cada uno de estos aspectos tiene en las
demás materias involucradas.
178
Principio de Eficiencia y Efectividad. La actuación de OSINERG se guiará
por la búsqueda de eficiencia en la asignación de recursos y el logro de los
objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto.
Principio de Celeridad. Los procedimientos y plazos para la toma de
decisiones serán de conocimiento público. La actuación administrativa de
OSINERG deberá orientarse a resolver los temas y controversias que se
susciten, de manera oportuna y en el menor tiempo posible, a partir de la
presentación de la información relevante que haya sido solicitada, y dentro
de los límites señalados por las normas pertinentes.
1.3 La Defensa del Usuario
El marco legal existente en el Perú , permite al usuario final de los servicios
de suministro de la energía eléctrica ; recibir un tratamiento justo frente a
sus reclamos por diferentes acciones que contravienen la ley y sus
reglamentos , en perjuicio material del usuario final.
Dentro de este esquema tenemos las funciones principales de OSINERG en
su papel predominantemente de servicio al usuario como regulador del
Estado peruano:
Gráfico No. 41. Exposición Ing. Alfredo Dammert Lira . San José de Costa Rica Mayo 2005.
179
Así una de las funciones más importantes de OSINERG es supervigilar que
se cumplan las condiciones determinadas por la legislación normativa sobre
el mercado eléctrico , donde la demanda es generada por los usuarios y
finalmente ellos son los que crean las oportunidades para la existencia de
los negocios en el sector eléctrico.
Para efectos de resolución de conflictos en materia de servicios y usos de
la energía eléctrica y también del gas , se ha creado un Comité denominado
JUNTA DE APELACIONES DE RECLAMOS DE USUARIOS (JARU) , cuyas
funciones básicas son:
- Resolver en última instancia administrativa los procedimientos de
reclamos (apelaciones) de los usuarios de los servicios de
electricidad y gas.
- Resolver las quejas que formulen los reclamantes
- Aprobar precedentes de observancia obligatoria y lineamientos
resolutivos
Este comité está determinado por 3 salas , una colegiada y dos
unipersonales. Su duración es de 2 años y es nombrada por el Consejo
Directivo de OSINERG. Posee en total 7 miembros de los cuales 2 son
suplentes y sus resoluciones son de ámbito nacional.
Utiliza los mecanismos siguientes , para la resolución de conflictos:
- Reclamo en primera Instancia , con resolución a los 30 días hábiles
- Segunda Instancia , cuyas resoluciones pueden derivar a otros
organismos para su procesamiento legal correspondiente.
180
Sección 2 : Experiencia Regulatorias en América del Sur .
Durante las década de 1980 y 1990, América Latina atraviesa por una serie
de cambios políticos y económicos que van determinando su accionar dentro
de los esquemas de operación de las empresas públicas. Muchas de ellas
son privatizadas , después de que los Estados reconocen su incapacidad
temporal para proporcionar los capitales necesarios para la reactivación de
los diferentes sectores económicos , algunos países más que otros , avanzan
en el sentido de las privatizaciones de la infraestructura estatal y otros lo
hacen muy tímidamente.
Estos cambios llegan a formalizar toda un movimiento privatizador en
América Latina , donde países como Chile, Argentina , Brasil en mayor
medida , crean las condiciones legales y económicas que les permitirá
conseguir que importantes capitales extranjeros , aporten la inversión
directa que se necesita para hacer sostenible el crecimiento de los sectores
económicos.
Muchas de las recomendaciones partieron ineludiblemente del Fondo
Monetario Internacional (FMI) que al recomendar sus programas de ajuste
macroeconómico , sugiere adoptar medidas de reducción del gasto interno y
entre ellas promover las privatizaciones de las empresas del Estado cuya
eficiencia financiera y económica , representan un coste social alto para la
caja estatal , así el FMI indicaba que las necesidades de inversión , no
solamente deberían venir de los préstamos internacionales ; sino también de
la reducción de la carga fiscal en cada país , pasando obviamente por la
privatización de las empresas públicas que pudieran ser de interés privado.
El Perú y los demás países de América del Sur , encuentra así los
mecanismos técnicos y estructuras legales que les permitirían entrar al
181
nuevo milenio con nuevas propuestas de equilibrio macroeconómico y
también generar nuevos ingresos fiscales con compromisos de inversión
extranjera directa a favor del Estado mismo.
El Cuadro siguiente muestra como se encuentran ubicados en cuanto a
niveles de liberalización y privatización del mercado eléctrico :
Gráfico No. 42 . Eduardo Zolezzi . Consultor Internacional Banco Mundial. Febrero 2004.
El Perú ha formado su experiencia , desde la metodología y experiencia
previa de privatizaciones y formalización de la regulación , en la institución
reguladora de Chile y Argentina. Las metodologías aplicadas a los procesos
de tarificación han sido absorbidos y adecuados a la realidad nacional ,
mejorándose en algunos casos la gestión del ordenamiento jurídico , que se
consigue con la centralización del control del instrumental regulatorio del
sector eléctrico , sobre OSINERG.
182
1.4 El Caso Chileno
Chile, país del extremo sur de América , cuenta con una vasta experiencia
en la temática referida a la regulación de tarifas y a procesos de
privatización.
Históricamente Chile , a partir de 1904 ; con la Ley No. 1655 , se permite al
Presidente de la República , a otorgar en concesión la utilización de bienes
públicos o fiscales , para la instalación de redes eléctricas del tipo aéreo o
subterráneas.
Hacia 1925 se promulga el Decreto Ley No. 252 , entrando en vigencia la
Ley General de los Servicios Eléctricos , que regula el uso y distribución de
las aguas para generación , las concesiones de transmisión y distribución.
Eléctrica. Aquí ya se establecen los criterios para permitir un retorno sobre
la inversión del capital en materia de infraestructura eléctrica.
Para 1931 , se promulga la segunda Ley General de Servicios Eléctricos,
bajo el DFL No. 244 , donde el Estado asume mayor importancia y resta
participación a las concesionarias. En la década siguiente , el Estado
chileno juega un papel muy importante como promotor e inversor en nueva
infraestructura eléctrica.
Hacia 1959 , se crea la Comisión de Tarifas , bajo el mandato de la Ley DFL
No. 4. Este comité cumple el importante papel de preparar el cuadro
tarifario en el sector eléctrico , para todo el país. Ya en 1966 , la Ley No.
16464 , establece y decreta que las tarifas eléctricas están sujetas al las
decisiones del Ministerio de Economía , por lo cual ; el aspecto político pesa
más que los detalles técnicos ; así para 1971 existe un congelamiento total
183
de las tarifas eléctricas y una caída estrepitosa de las inversión en nueva
infraestructura e inclusive en reposición de la existente.
En 1978 , el Gobierno de turno ; crea la Comisión Nacional de Energía
(CNE) , como organismo descentralizado y basado en las recomendaciones
de la CEPAL , asesora al Estado en materia de tarifas y formación de
precios en el sector eléctrico chileno. Basado en esta estructura , el
Gobierno procede a crear la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles (S.E.C) , que se encarga de la supervisión de los precios y el
stock en el mercado.
A partir del proceso de Privatizaciones en Chile , a comienzos de 1980 ; en
el año 1982 el Ministerio de Minería ; bajo el DFL No. 1, establece los
mecanismos de competencia para todas la empresas que deseen la
concesión e invertir en Chile , sin importar sea el segmento de Generación,
Transmisión o Distribución.
Para 1985 , el Gobierno promulga la Ley No. 18398 , que permite a las
Asociaciones de Fondos Mutuos Previsionales (AFP) , invertir un porcentaje
de sus fondos , en las empresas privadas ; bajo la aprobación de
clasificación de riesgos.
Hacia 1998 , el gobierno publica el reglamento de calidad de energía y de
seguridad en los servicios ; luego en Mayo del 2000 , se dicta la Ley 19674
, donde se amplía la libertad tarifaria y de concesión.
Según la estructura tarifaria de Chile , los consumidores menores de 2,000
kW , están sometidos al régimen de precios regulados y esta comprende
cuatro (4) precios básicos:
- Cargo Fijo Mensual , incluyen los gastos administrativos (costes de
transacción) en que incurre el concesionario para atender al usuario
final.
184
- Cargo Variable Por Energía Consumida , que incluye el costo marginal
desde la Generación y transmisión hasta el nodo de distribución del
concesionario.
- Cargo Variable por Potencia Consumida en Punta , que involucra a
los costos que significa entregar mayor potencia al usuario , esto
engloba el concepto de una mayor inversión para lograr tal finalidad,
por parte del concesionario.
- Cargo Variable por Potencia Consumida fuera de Punta , es el coste
de implantación de la red de Media y baja tensión eléctrica.
Finalmente diremos que las características más saltantes , podemos
resumirlas así :
En el segmento de la Generación , en Chile ; se asigna a cada Generador
una zona de influencia y el coste de transmisión se prorratea entre los
usuarios , según su porcentaje de potencia negociada y por bloques horarios
de uso.
En el segmento de Distribución , se definen áreas típicas de suministro y
consumo , siendo cada una ; receptora de los costes y beneficios que
determinan las negociaciones del regulador CNE y empresa concesionaria.
1.5 El Caso Argentino
En la Argentina , el inicio de la reforma del sector eléctrico , se fundamenta
en la experiencia del modelo chileno, aunque empezó a introducir algunas
diferencias saltantes ; de las cuales se tienen en cuenta :
- El mercado mayorista se abrió a todos los agentes del mercado y no
sólo a los generadores, lo que limita su posibilidad de monopolización
bajo esquemas de integración por parte de algún grupo de interés.
185
- El despacho de energía eléctrica , aún está basado en los costes,
revisados semestralmente por los generadores teniendo montos topes
máximos.
- Los precios spot no sólo sirven para valorar los intercambios entre
generadores sino que los distribuidores también pueden realizar sus
compras en este mercado a un precio estabilizado, lo mismo que los
clientes libres.
La reforma eléctrica busca dotar de mayor flexibilidad el funcionamiento de
las ofertas de las empresas, más libertad para los contratos y el
establecimiento de algunas modificaciones a sistemas como el pago del
cargo por capacidad que estaría dando origen a incentivos equivocados para
invertir en ella.
Históricamente , en la Argentina se producen los siguientes hechos , que
constituyen finalmente , las bases de la infraestructura existente :
1901 Se forma CATE (Compañía Alemana de Electricidad)
1912 Se forma CIAE (Compañía Italo Argentina de Electricidad)
1921 Transferencia de concesión de CATE a CHADE (Cía. Hispano
Argentina de Electricidad)
1926 Se forma la Cooperativa Punta Alta - B. Blanca (primera
cooperativa del país)
1936 Transferencia de concesión de CHADE a CADE (Cía. Argentina
de Electricidad)
1938 Firma de convenio entre Argentina y Uruguay para
aprovechamiento de Salto Grande
1950 Se crea la Comisión Nacional de Energía Atómica
186
1957 Se constituye Agua y Energía Eléctrica
1958 Se constituye SEGBA S.A. (Estado Nacional, CADE y Cía. de
Electricidad de la Prov. de Buenos Aires - CEP)
1960 Sanción de la Ley 15336 de Energía Eléctrica
1961 Se estatiza totalmente SEGBA S.A.
1967 Se crea HIDRONOR S.A.
1973 Firma del Tratado de Yacyretá
1979 El Estado compra CIAE y se fusiona con SEGBA S.A.
1979 Habilitación de las primeras unidades de Salto Grande
1980/83 Traspaso a las Provincias de los activos de A y EE
1989 Ley de Emergencia Económica (Ley 23697) y de Reforma del
Estado (Ley 23696)
1992 Privatización de SEGBA S.A.
1993 Comienza el proceso de privatización del resto del sector
eléctrico provincial y nacional.
A principios de 1992 , un estudio revelador en Argentina , muestra los
niveles nada beneficiosos para el Estado , de la infraestructura eléctrica y
que se resume de la manera siguiente:
- Exceso de Potencia Instalada
- Baja disponibilidad del parque de centrales térmicas (50%
aproximadamente)
- Elevados costes operativos
- Elevados costes por pérdida de energía no facturada (27%)
187
Todas estas contradicciones encontradas en el mercado dominado por la
empresa estatal , genera corrientes privatizadoras que terminan
transfiriendo parte la propiedad de la infraestructura eléctrica a
inversionistas , bajo esquemas de contratos de concesión por zonas
geográficas , atendiendo a las áreas de influencia de los centros de
producción eléctrica , transmisión y finalmente el mercado de la distribución
(48).
Finalmente el mercado de la distribución eléctrica , se caracteriza
resumidamente como sigue:
- La Concesión del Mercado de distribución es con Obligación de
Suministro e inversión en mejoras a la infraestructura.
- La Tarifas son Reguladas: Precio mayorista (estacional) + Valor
Agregado de Distribución
- Existen penalidades con devolución de la tarifa pactada al usuario en
base al costo ocasionado por la falla.
- Los períodos de Gestión son cortos renovables bajo licitación
competitiva (49).
(48) Carlos A. Romero “Regulación e Inversiones en el Sector eléctrico Argentino” CEPAL
- 1998.
(49) Fundación de Investigaciones Latinoamericanas “La regulación de competencia y de
los servicios públicos” Argentina, 1998
188
1.6 Comparaciones con el Caso Peruano
Vamos a proceder a realizar una comparativa entre los desarrollos de la
privatización y sus tarifas , siempre en el sector eléctrico , de manera
referencial , para permitirnos ubicar al Perú dentro del contexto
latinoamericano.
Para entender mejor como se ha desarrollado el crecimiento del sector, lo
analizamos como Consumo per cápita (Kw-Hr/Hab.) , así podemos comparar
el consumo en otros países de la región.
0
200
400
600
800
KW-Hr/Hab.
Consumo Per Cápita 1985-2004
Consumo Per Cápita
Gráfico No. 42. Anuario Ministerio de Economía y Finanzas
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Tanto por efectos de la tasa del crecimiento natural del país , como por la
apertura a la inversión directa extranjera , introducida a través de las
privatizaciones de las empresas públicas , el consumo interno mejora tanto
como el crecimiento de la población y en especial en las áreas rurales ,
donde tiende a concentrarse.
189
Consumo Per cápita en Países de América Latina 2001 - 2003
PAISES 2001 2002 2003 Bolivia 407 413 412 Ecuador 667 667 627
Perú 691 723 744 Colombia 817 813 819 Mexico 1574 1573 1553 Brasil 1724 1769 1860 Uruguay 1918 1820 1752 Argentina 2033 1942 2084
Chile 2599 2617 2656 Venezuela 2605 2485 2445
Gráfico No. 43. Reformas Estructurales en el Sector Eléctrico Peruano - OSINERG ,
Elaborado por Alfredo Dammert, Raúl García y José Gallardo - 2005.
Si tomamos el gráfico anterior y lo convertimos a cifras relativas con
referencia al consumo per cápita de Venezuela , respecto a cada año , esto
es una medición relativizada año por año , nos encontramos con el cuadro
siguiente:
Venezuela = 100.00
PAISES 2001 2002 2003
Bolivia 16% 17% 17%
Ecuador 26% 27% 26%
Perú 27% 29% 30%
Colombia 31% 33% 33%
Mexico 60% 63% 64%
Brasil 66% 71% 76%
Uruguay 74% 73% 72%
Argentina 78% 78% 85%
Chile 100% 105% 109%
Venezuela 100% 100% 100% Gráfico No. 44. Cuadro derivado del gráfico No. 43
190
Podemos observar que Chile es el país con mayor crecimiento en consumo ,
dado que cuenta con una infraestructura que en los años 80´s sobrepasaba
la demanda interna . Para el caso del Perú, nuestros méritos de consumo
son menores y el valor de la tasa de crecimiento que podemos inferir del
cuadro del gráfico No. 44 es de manera correlativa 10% entre los años del
2001 y 2002 , 5% entre los años 2002 y 2003 ; esto significa que se
contrajo el consumo per cápita , fundamentalmente por la elevada tasa de
natalidad y también porque se registran cambios en la política
macroeconómica que determinan retrazos en la inversión privada y estatal.
191
CAPITULO II
La Gestión Eficiente de los Procesos Regulatorios
en el Mercado Eléctrico del Perú – Principales
Fallas del Regulador
En el Perú, hablar de procesos regulatorios eficientes, todavía carece de
significado; debido a que el proceso mismos posee poco tiempo en
evolución, habrá que recordar entonces que a partir del año de 1992, el
Estado procede a dictaminar la legislación que acompaña hasta hoy día, al
proceso de integración de las empresas privadas eléctricas en el mercado
peruano, menos de 20 años y por ello creemos en constante avance, acorde
con la realidad propia de la geografía peruana, la economía peruana y por
que no con la distribución de los ingresos y concentración de la población en
el Perú.
La regulación surge definitivamente de las imperfecciones del mercado y de
la imposibilidad de éste, de redistribuir los recursos entre sus
componentes, así el Estado se encuentra frente a la necesidad normativa
de implantar un cuerpo de leyes que pretenda buscar la justicia social,
donde los usuarios de servicios tengan el acceso a estos, sin discriminación
de alguna clase, adicionalmente busca también el crecimiento del sector
regulado y aportar medios tanto financieros como institucionales; que
determinarán una proceso organizado de crecimiento sectorial, brindando
los estandares de calidad que se observan en países con mayor grado de
192
desarrollo económico social; esto finalmente es la búsqueda técnica de un
equilibrio económico en el mercado, donde las imperfecciones del mismo ,
no pueden lograrlo a corto plazo.
Estos dos componentes , tanto normativo como correctivo de las fallas del
mercado, utilizan el poder legítimo del Estado; para permitirse evaluar ,
identificar y corregir, bajo diferentes esquemas legales y técnico-
económicos, para así conseguir el bienestar social, como lo hace ver M.A.
Lasheras (50).
El modelo regulador, corresponde a un Estado que interviene en los
procesos económicos de los mercados, cuando existen situaciones que
distorsionan su funcionamiento en equilibrio. Esta intervención, a la luz de
las experiencias en diferentes países, donde los aspectos políticos tienden a
inmiscuirse en el mercado; trata de concretarse mediante un proceso
regulatorio, lo que permite mantener al Estado fuera de los negocios de
servicios públicos , así la inversión privada es una actividad reservada a las
empresas (51) .
Este modelo regulatorio, enseña a los Estados , la necesidad de crear y
establecer un ente institucional dedicado a labores de regulación con
carácter técnico e independiente de los poderes gubernamentales,
separando las acciones políticas de orden; de las actividades de
regulación, que son el puente entre el sector de inversión privada y los
usuarios (52).
(50) M.A. Lasheras “ La Regulación Económica de los Servicios Públicos” . edit. ARIEL,
Barcelona, 1999.
(51) Parker, D. y Kirpatrick, C. “ Researching economic regulation in developing
countries: Developing methodology for critical analysis”. Centre on Regulation and
Competition (CRC). Manchester Working Paper Series, 2002.
(52) J. Stern ”Electricity and telecommunications regulation in small and developing
countries. London Business School. Regulation Initiative , Lóndres, 2002.
193
Existen varias fuentes de ineficiencias en los procesos regulatorios , sin
embargo las principales son aquellas introducidas por el sector público, bajo
la implantación de procedimientos poco eficaces, poco creíbles y con los
costes mal asignados, muchas veces ocurren cuando las decisiones se
desvía de sus objetivos técnicos y responden a objetivos particulares. Estas
fallas de la regulación normativa , pueden llevarnos a situaciones en las los
organismos públicos introduzcan costos sociales adicionales a los
generados por las fallas propias del mercado.
Podemos clasificar estas desviaciones o fallas en la regulación como:
• Fallas de información e incentivos
• Fallas de sostenibilidad o inconsistencia en las decisiones
• Fallas por captura de los intereses particulares
Todas estas están relacionadas entre ellas y su entorno de acción , baste
decir que las asimetrías en la información , provocaran distorsión en la toma
de decisiones en las tarifas , haciendo insostenibles las resoluciones
normativas (de orden legal). Sin embargo la Institución reguladora no está
tampoco exenta de ser capturada (problema del agente y el principal) por
intereses particulares, cuya intromisión va a generar distorsión a nivel de
costes y tarifas que afectarán a determinado grupos de interés ,
favoreciendo a otros.
Obviamente los aspectos regulatorios , exigen una independencia funcional
y normativa , la misma que debe complementarse con contratos
gubernamentales con los inversores privados que participan en mercados se
servicios públicos , desconcentrando la actividad de regulación técnico
económica (gestión propiamente dicha) de las políticas gubernamentales
sobre quien y como invierte , luego la responsabilidad primaria la tiene el
194
gobierno y este puede generar los mecanismo de revisión de tarifas , sin
afectar la administración de estos contratos (gestión reguladora).
Se han identificado algunos problemas en el proceso regulatorio peruano,
que involucran acciones de gestión y de toma de decisiones, como son (53) :
En la Generación:
! Carencia de una filosofía de mercado
! Reglas rígidas en la adopción de los cálculos para determinación de
costes marginales
! Modelística que no incluye las capacidades y situación de escacez del
sistema
! Enfoques de recupero de costes históricos y no modelos de
incentivos.
! Sesgos en los cálculos tarifarios por la variabilidad del entorno
económico
! Distorsión en los precios
! Consideración de las transacciones reguladas como “Contratos”
! Generadores reacios a firmar contratos largos con los Distribuidores
! Precios del mercado Spot , mayores que los precios regulados
! Subsidios escondidos por parte del gobierno , desde generadoras en
su poder
! Contratos de los gobiernos, con acuerdos tarifarios independientes de
la agencia reguladora
! Participación de Plantas técnicamente ineficientes en la recompra de
energía para cubrir sus contratos
(53) E. Zolezzi. “El Modelo Clásico. Precios a costo Marginal y Valor Nuevo de Reemplazo”
Quito, Febrero, 2004.
195
Riesgo de la expansión de las plantas ineficientes bajo la modalidad del
contrato a plazos.
En la transmisión de la energía eléctrica:
! Inconsistencias respecto a los alcances del proceso de transmisión
! Definición segmentada del concepto del VNR
! Poco interés en dar señales de participación en el mercado
! Tarifas estampilladas
! Modalidad de reparto de la tarifa de peaje
! Sistema de tarifas diferenciadas para transmisión secundaria poco
apropiadas para el retorno de la inversión
! Problemática de la congestión en el uso eficiente de la red eléctrica.
En la Distribución eléctrica se encontró:
! Confrontación en la evaluación del Valor nuevo de reemplazo (VNR)
! Pocos niveles de incentivos
! Legislación de protección contra tarifas excluyentes de los
generadores.
OSINERG , con la experiencia del caso, está corrigiendo cada problema
encontrado y muchos de los mismos responden a una estructura legal que
esta institución encuentra desde antes de su creación , sin embargo
corresponde a su gestión la evaluación y mejora de la metodología técnica y
el ordenamiento legal en el proceso regulatorio.
196
Sección 1 : Flexibilidad de Precios y Tarifas del Sector Eléctrico .
Un análisis muy importante en los esquemas de regulación , es tener una
primera aproximación a la demanda del mercado , esta debe ser consistente
y estar basada en modelos econométricos que permitan el análisis de las
variables , de manera flexible y concordante con las tarifas existentes al
momento de su proyección.
Los estudios de la demanda de energía eléctrica , inicialmente en el Perú
estuvieron a cargo del Comité de Operación Económica del Sistema
Eléctrico Interconectado (COES-SEIN) , basado inicialmente en el método
básico de la estimación de mínimos cuadrados ordinarios (MCO) , pero sin
considerar que esta metodología necesita que las variables sean
estacionarias en el periodo de análisis , por ello existen inconsistencia en
las predicciones bajo este sencillo modelo. Una segunda observación que
detectaron en el modelo inicial es que la variable relacionada con el
crecimiento del sector minero , tiene una alto porcentaje de incidencia en
los resultados (es un sub sector de alto consumo energético) y si la
estimación primaria de esta variable es sobredimensionada , va a generar
desajustes en proporción , en la función final de demanda.
En un estudio revelador , la Oficina de Estudios Económicos de OSINERG,
analizan hasta tres modelos utilizados en el Perú , para la determinación de
la demanda de energía eléctrica (54) , para luego proponer el modelo más
adecuado a las exigencias de los elementos que conforman el mercado
eléctrico nacional.
(54) Gallardo.J, Bendezú.L, y Coronado.J. “Estimación de la Demanda Agregada de
Electricidad” OSINERG, Enero, 2004.
197
Los modelos econométricos para el Perú , analizados por ellos son:
o Modelo Monenco - Agra , 1996
o Modelo CISEPA, 1998
o Modelo de S&Z Consultores , 1999
o Modelo de Macroconsult , 2000
El primer modelo , encargo del comité COES , a la consultora Monenco-
Agra, estructura dos partes básicas: Niveles de ventas anuales y la segunda
basada en encuestas sobre crecimientos esperados por el sector
inversionista. Este modelo inicial presenta serias limitaciones que lo
restringen como base de cálculo para adopción de políticas en el sector
energético y para análisis de la evolución tarifaria.
El Modelo de CISEPA , mejora la estructura de las variables , incorporando
componentes dinámicos en el proceso de ajuste ecuacional. Se fundamenta
en dos partes , una denominada Ajuste funcional instantáneo y la otra
denominada de Ajuste parcial. Este modelo es más elaborado y permite
realizar proyecciones para diferentes tipos de usuarios, empleándose
variables dummy en los procedimientos.
El Modelo de S&Z Consultores, esta basado en el modelo anterior, trata de
corregir dos problemas que posee, así determina una suavización de la
estacionalidad , al acercar los períodos de análisis a trimestres y segundo,
aumenta el nivel de agregación y reduce así las funciones a un número
menor de ecuaciones. Se le critica por tener muestras muy reducidas,
debido a la adopción de los trimestres como base de tiempo.
198
El Modelo de Macroconsult , esta basado en el modelo de Monenco - Agra,
trata de mejorar la estacionalidad y desarrolla los regresores de modo tal
que no sean influenciados por las variables internas. Sin embargo se le
critica precisamente por el carácter de exogeneidad de los regresores y por
tener una muestra reducida.
Actualmente OSINERG utiliza un modelo en dos partes, que le permite
estimar la demanda en función a las ventas, pero también ajusta el modelo
de las estacionalidades y determinantes exógenas que ocurren en países
donde la situación política influye demasiado en la componente de inversión
extranjera y sobre todo en el sector de Minería, que posee por su
naturaleza altos consumos de energía eléctrica y puede distorsionar
fácilmente las proyecciones estimadas; este último ha sido en parte
solucionado por el uso variables dicótomas para, en base al crecimiento del
sector minero, estimar la influencia sobre la demanda agregada, sin
embargo se ha observado tendencias no lineales en las estadísticas
recogidas por ello la recomendación de OSINERG al respecto es adecuada,
en el sentido de continuar con el análisis de nuevas metodologías
econométricas que permitan un mayor grado de especificación de las
variables y ajustes de las series de tiempo, para aproximar mejor la
predicción sobre la base histórica del consumo eléctrico por segmentos.
Basado en lo anterior podemos observar que los precios de las tarifas
pueden ser flexibilizados de acuerdo a las estimaciones propias de la
demanda agregada sectorial , así como también la incidencia de los ciclos
hidrológicos (por ser una componente importante de la generación eléctrica)
y la de los precios de los combustibles fósiles a ser utilizados en el proceso
de generar energía eléctrica.
199
Técnicamente las tarifas pueden desdoblarse en dos esquemas, dentro de lo
que denominamos “tarificación flexible” : un esquema de tarifas
semiflexibles o parcialmente flexibles, donde la concesionaria propone un
conjunto de planes tarifarios y estos pueden ser adoptados por el usuario
final , pero la concesionaria tiene la condición de ofertar a todos los demás
usuarios , cualquiera de los planes tarifarios y por lo menos uno principal,
todos ellos diseñados dentro del marco tarifario que le impone el regulador.
Un segundo enfoque , parte de la especificación de varios planes tarifarios ,
pero acorde a cada cliente en particular, el concesionario también deberá
ofrecer planes tarifarios en condiciones de igualdad a otros clientes (no
discriminación de precios) , a este esquema se le denomina tarificación
totalmente flexible, dado que el regulador le permite tal manejo de precios,
bajo las políticas que el impone.
En el caso peruano, la flexibilidad de las tarifas es parcial, dado que existe
un esquema de precio regulado para un sector y libertad tarifaria a partir de
un consumo mayor o igual a 1,000 Kilovatios (1 MVA). Existen restricciones
de planta, que no permiten por el momento una tarificación completamente
flexible; así mismo hay limitantes en la red de transmisión y en los
esquemas de contrato que poseen al momento, las empresas concesionarias
Distribuidoras. De ello vemos que la flexibilidad , finalmente llegará a nivel
de los procesos de Generación eléctrica , sonde es posible un mercado de
competencia , mientras que el sector de transmisión todavía conserva
perfiles del tipo monopolístico. De ello se traduce que el regulador
presente los esquemas tarifarios, basados en las políticas económicas y el
marco legal sobre el que se construyen. Finalmente el Distribuidor, podría
entrar en un esquema de flexibilización cuando se determine el tamaño
mínimo que permita la inclusión de más operadores, lo que generaría una
200
eficiencia mayor, tendiéndose a un esquema competitivo con barreras de
ingreso, basadas en el dimensionamiento de la demanda que asegure la
sostenibilidad del inversionista.
2.1 Imperfecciones en los Precios Fijos
Un esquema remunerativo basado en precios fijos temporalmente, cuyo
diseño empieza en los costes de inversión, de operación y mantenimiento,
genera cierta aversión del inversor, dado que se presentan algunos
problemas de corte financiero.
En la toma de decisiones financieras, el concepto de “decisión sólidamente
correcta” no está definida, sin embargo, debido a la incertidumbre de cada
plan de inversiones, es muy probable que podamos definir una decisión
financiera como “buena o razonablemente buena” , que presente resultados
positivos, para todo un esquema universal de posibles situaciones que hay a
la mano.
Así podemos tener un panorama que nos permita englobar en tres
escenarios, las posibilidades que surgen de un compromiso entre
rentabilidad y riesgo financiero:
! Decisión óptima , bajo señales del mercado favorables
! Decisión buena, bajo amplias posibilidades del mercado
! Decisión aceptable , bajo condiciones desfavorables del mercado
201
Para el futuro concesionario , el rendimiento esperado de su inversión , se
asocia al promedio de los ingresos y costes por cada esquema o posibilidad
de negocios y el riesgo se asocia a la volatilidad del rendimiento bajo los
diferentes sucesos aleatorios (endógenos o exógenos) que puedan ocurrir
en el mercado. Muchos de los riesgos que se presentan para el
inversionista, pueden ser resumidos aquí:
! Riesgos de mercado y estos pueden ser de dos tipos : Riesgos de
precios y riesgos por volumen de mercado, estos dependerán de las
transacciones de los servicios y su relación con el crecimiento de la
demanda en el mercado.
! Riesgos de capacidad de pago o crédito, dado que el usuario podría
transferir el servicio a un usuario insolvente financieramente.
! Riesgos de Liquidez, por lo mismo que la capacidad del mercado y las
modalidades de contratos definirán en gran parte , la liquidez de las
empresas.
! Riesgos operacionales, que son debidos a la actividad propia del
sector eléctrico.
! Riesgos Legales, debido a la dificultad de los gobiernos para
mantener contratos de largo plazo (30 años).
! Riesgos regulatorios, dado que los precios fijados dependerán de las
políticas de gobierno y de las precisiones que utilizará el organismo
regulador.
Para el inversionista, la conformación de portafolios de negocios
similares o de escenarios diversos (con carácter comparativo) le llevará
finalmente a la búsqueda de un valor del indicador de medida
denominado VaR (value at risk) correspondiente al límite superior del
202
intervalo de confianza para las pérdidas asociadas a un determinado
portafolio de inversiones, a un nivel determinado de probabilidad.
Paralelamente, el inversionista se permitirá analizar a los diferentes
actores del mercado, así deberá tener esquemas claros acerca de los
usuarios finales y los intermediarios, conociendo sus niveles y
capacidades de demanda y también capacidad de endeudamiento.
De todo lo anteriormente escrito, inducimos que un esquema de tarifas
fijas, de hecho; generan a plazo medio, valoraciones más altas de riesgo
financiero (a largo plazo definitivamente desalentarán a cualquier
inversionista), que pueden contraer la oferta de inversión en el sector
electricidad . Así dentro de la concepción del monopolio, como sería el caso
del segmento de transmisión de la energía eléctrica; es muy probable que la
aplicación de metodologías de diseño tarifario, se acojan a los esquemas
planteados originalmente por Pigou (55), dentro de una discriminación de
2do o 3er. grado, desestimando las políticas de precios fijos.
La complejidad del diseño de la tarifa, se centra finalmente en desarrollar
un balance entre el rendimiento del inversionista y la aceptación del precio
por parte del usuario regulado, permitiéndose y buscando enfoques en los
usuarios no regulados, hacia esquemas de precios spot (instantáneos)
basados en subastas con carácter competitivo.
(55) A. Pigou. “The Economic of Welfare” , McMillan, Londres, 1932.
203
2.2 Tratamiento al Inversionista Extranjero
Para el gobierno peruano de la década de 1990 , el proceso de privatización
tuvo dos aristas que marcarían definitivamente un cambio en la estructura
de la propiedad de muchas de las empresas , hasta ese entonces en poder
del Estado.
Una de las primeras concepciones fue determinar los roles reales que
debiera cumplir el Estado y la empresa privada. Esta separación y definición
de los roles económicos , se buscaba con la finalidad de reasignar los
presupuestos hacia otros sectores donde la inversión del gobierno era
mínima y en muchos casos de subsistencia (basta con comparar los niveles
de inversión en Educación y Salud , como porcentaje de los gastos
corrientes) consiguiendo de este modo , una mayor eficiencia en la
producción de los servicios públicos.
La segunda concepción se fundamenta en la oportunidad de conseguir
capitales por medio de la inversión extranjera directa , que no cargarían a
los costos de deuda externa , sino más bien constituirían una base a partir
de la cual se buscaría la entrada al proceso de globalización que venía
ocurriendo en todo el planeta. Esta fuente de ingresos adicionales , deberá
ser regulada y garantizada bajo contratos a nivel gubernamental , pero
también es necesario , que el gobierno presente una buena imagen en el
exterior , dado que el indicador riesgo-país no era favorable para el Perú ,
por causas del entorno político que atravesaba.
Este proceso de transformación del Estado, se inicia en setiembre de 1991,
con la creación de la Comisión de Promoción a la Inversión Privada (COPRI),
que establece cuatro modalidades de participación del inversionista , sobre
las empresas públicas como sigue:
204
! Transferencia total o parcial de activos o acciones , al sector privado.
! Aumento del capital mediante aportes de personas naturales y/o
jurídicas de origen privado.
! Celebración de contratos de asociación en participación, prestación de
servicios, arrendamiento, gerencia, concesión y otros similares con
personas jurídicas o entidades de derecho público o privado
constituidas en el extranjero.
! Disposición o venta de sus activos por liquidación o disolución.
Sin embargo estas políticas de gobierno, no aseguraban la estabilidad de la
inversión extranjera, como tampoco el interés en adquirir empresas con alto
nivel de endeudamiento y excesivos gastos en planillas; por ello en 1992,
se dictan los siguientes decretos, para incentivar la inversión extranjera
directa :
! Decreto Legislativo No.25575 , del 2 de junio ; en la que se otorga al
gobierno la potestad de otorgar las garantías y seguridades , con la
finalidad de proteger la inversión extranjera directa ; sin restricciones
ni límites.
! Decreto Legislativo No.25681, del 23 de agosto; se otorga facilidades
a los inversionistas extranjeros para el pago de tributos provenientes
de su accionar empresarial dentro del país.
! y finalmente el Decreto Legislativo No.25685, también de agosto , que
suspende el pago de las obligaciones tributarias, a todas las empresas
del Estado comprendidas en el proceso de privatización.
205
Adicionalmente, es necesario reafirmar la posición internacional y por ello
el gobierno concibe el suscribir actas de acuerdos internacionales para la
protección de la inversión extranjera y de resolución de conflictos vía
arbitraje internacional, entidades tales como el Multilateral Investment
Guarantee Agency (MIGA), Overseas Private Investment Corporation (OPIC)
e International Centre for Settlement of Investment Disputes (ICSID); etc.
Estas políticas de gobierno, promoviendo al inversionista extranjero,
produce un auge privatizador, desde 1992 hasta 1996, puesto que el
gobierno recibe gran cantidad de ingresos por efecto de la inversión
extranjera directa; se había conseguido la finalidad de transferir la
propiedad de las empresas hasta entonces públicas , al sector privado, con
el respaldo del marco legal , incluyendo la modalidad de concesión a largo
plazo (30 años) de los servicios considerados entonces como estratégicos.
INVERSIÓN PRIVADA COMO PORCENTAJE DEL PBI
Gráfico No 45. Banco Central de Reserva del Peru - 2000
Entre 1996 y 1998 los efectos de la crisis del sudeste asiático y la redefinición de las
entidades públicas peruanas, encargadas de formular las políticas y
programas de privatización; generan un panorama nada favorable para los
206
inversionistas extranjeros, ello hace que en el año 1998 por efectos de
concesiones en todos los sectores , únicamente se consiga 35 millones de
dólares americanos, y menos de 300 millones de dólares americanos por
efecto de la venta de las acciones del Estado.
Algunas de las acciones del gobierno , se constituyen también en claras
señales al mercado, de corte populista, dado que se pretende un
reposicionamiento del gobierno, cuando por efectos de sus actos; se
produce un desgaste político que finalmente le lleva al relanzamiento de
estos esquemas populistas, de las cuales mencionaremos solo algunas:
• El anuncio del gobierno respecto a la posibilidad de establecer “tarifas
sombra”, contraviniendo los procedimientos vigentes para estos problemas
en el Instituto de Defensa de la Competencia y de Protección de la
Propiedad Intelectual (INDECOPI) -órgano competente para resolver sobre
situaciones de competencia desleal-, ante la supuesta existencia de tarifas
predatorias en el mercado del transporte aéreo nacional.
• La redefinición del papel de PETROPERU SA , en el mercado de los
hidrocarburos, deteniendo la privatización de las refinerías de Conchán y
Talara , las que serían utilizadas para ejercer influencia sobre el precio de
venta de los combustibles , ante la percepción de cierta rigidez a la baja en
sus precios.
• La continuación de la construcción de las centrales hidroeléctricas de San
Gabán y Yuncan, lo que significó una expansión de la actividad empresarial
del Estado, precisamente en los predios de un mercado que no es
monopólico, sin que tiende cada vez a ser más competitivo.
207
• La decisión del gobierno de suspender la privatización de las empresas
distribuidoras eléctricas del sur utilizando el argumento de que primero
esperará para analizar el resultado de la privatización de las empresas
distribuidoras eléctricas del norte. Finalmente el gobierno aún posee la
propiedad de la misma , después de un intento fallido de privatización por
parte de un grupo económico nacional , que lo revertió al Estado , por no
alcanzar las expectativas financieras esperadas.
• La suspensión de la privatización de la Central Hidroeléctrica del Mantaro
(Electroperú SA) con el pretexto de que las utilidades generadas en el
último periodo , le permiten invertir en su infraestructura eléctrica en zonas
en donde esto no resulta rentable para la empresa privada. Aquí el gobierno
desecha el esquema (utilizado en el sector de las telecomunicaciones) del
Fondo para financiar el desarrollo de esta actividad en zonas rurales
(denominado Fondo de Inversión de Telecomunicaciones, FITEL) donde
participan empresas privadas y el Estado aporta un porcentaje importante
para su ejecución.
• La implantación de barreras directas a la entrada en el mercado de
generación eléctrica al detener el otorgamiento de concesiones para
proyectos de generación hidroeléctrica, con el fin de crear las condiciones
para el desarrollo de un mercado de gas.
208
• El anuncio del gobierno de que una parte sustancial de la demanda de gas
provendría de contratos “Take off Pay” firmados con empresas generadoras
y con Electroperú (empresa del Estado), donde la incongruencia técnica está
en la fuente de generación eléctrica , puesto que Electroperú solo cuenta
con unidades hidráulicas y no posee centrales térmicas.
En la actualidad existen señales en el mercado eléctrico , respecto a las
condiciones de pago de las deudas pendientes con el Estado peruano por
efecto de los impuestos no pagados y por los retrazos en las tributaciones ;
situación que vienen discutiendo los concesionarios y el Estado peruano , a
fin de llegar a una meta de pago , sin necesidad de llegar al la condonación ,
dado que el Perú es un país que necesita mucho de sus escasos recursos
financieros.
209
Sección 2 : La participación de Gobiernos Corporativos e
Integración de Mercados
Uno de los principales factores que contribuirían a mejorar las condiciones
operativas de las empresas del sector eléctrico, es la implantación de
Directorios bajo la modalidad de gobierno corporativo.
La organización moderna de las corporaciones con negocios en el ámbito de
los servicios eléctricos, posee características jerarquizadas, debido a que su
entorno económico, dada la estructura de mercado donde operan se reduce
a transacciones con contrato y negociaciones rígidas ; siendo algo más
flexible en el segmento de la generación, donde el mercado tiene más
actores que le permitirán crear condiciones de competitividad y una
capacidad de decisión sobre los precios limitada .
En 1977, el Banco Mundial (56) , encarga un estudio donde se vislumbran
hasta cuatro diferentes formas en que se organizan las empresas que van a
participar en la reglamentación del negocio eléctrico:
! Directorio Multiclase representativo, donde las parte interesadas son
partícipes bajo modelos de votación, de las decisiones tomadas en el
pleno.
! Directorio no representativo, aquí las partes interesadas no participan
y se nombra un Directorio o comité que determina las acciones y
políticas. El mayor problema es que se desvirtúan los co-gobiernos.
(56) Barker J.B & Tenenbaum F.W “Governance and Regulations of Power Pools and
System Operators - An International Comparation” World Banc , 1997.
210
! Directorio único, donde un grupo determinado de solamente un solo
segmento del negocio eléctrico , asume la responsabilidad de la toma
de decisiones en el sector.
! Directorio con fines privados, que opera con la finalidad de lucrar en
el negocio.
En el Perú el COES, organizado con participación mayoritaria de los
operadores en la Generación y Transmisión, con una minoría por parte de
los consumidores , se organiza para la determinación de las reglas de juego
y las metodologías de tarificación, que finalmente serán propuestas al
Osinerg para su promulgación.
La existencia de gobiernos corporativos en el proceso de la operación del
sector eléctrico en el país, le permitirá enfrentar en mejores condiciones la
apertura e integración regional en materia energética, donde resueltos los
temas técnicos relativos a los niveles de tensión, frecuencias de línea y a
las configuración de las subestaciones ; solamente quedará por finiquitar los
acuerdos destinados a crear un marco económico con beneficios
compartidos, permitiéndole a los países con potencial de generación,
incrementar por expansión su mercado y a los países con altas demandas
de energía eléctrica , cubrir esta a un coste que le permita mantener la
estructura de sus precios internos con mínimas variaciones o ninguna de ser
posible..
En la zona de América del sur, países como Perú y Bolivia poseen fuentes
de energía de fácil uso en el proceso de generación térmica. El
descubrimiento de los yacimientos de gas natural en Perú y en Bolivia,
sumados al existente en Argentina, constituyen una ventaja comparativa,
para que estos países puedan ofertar estos recursos en las modalidades
siguientes:
211
- Oferta directa de Gas (en su forma líquida) , pudiendo darse mediante
la construcción de un gasoducto o mediante el transporte de Gas
envasado.
- Oferta de Servicios de energía eléctrica , mediante la generación en
el mismo territorio y transmitiendo esta producción hacia
subestaciones en la región solicitante.
En la primera alternativa , no hay valor agregado , sino más bien constituye
una obra de infraestructura primaria, por ello el aporte en cuanto a
crecimiento de la economía es relativo. En la segunda alternativa , depende
de una fuerte inversión en infraestructura eléctrica de generación y
transmisión, de confiables sistemas de ingeniería y de la garantía de un
servicio estable, muy probablemente con directivos del usuario con
residencia permanente dentro de la organización comercializadora. Esta
segunda alternativa abre también la posibilidad de que los excedentes de
producción de energía eléctrica puedan ser derivados hacia el cliente
exterior.
Ambas alternativas requieren de una apertura jurídica y comercial del país
productor, así como de un conjuntos de normas jurídicas que permitan la
libertad de operación y la conformación de garantes internacionales que
permitirán una transparencia en la operación del sistema.
Esta integración regional, necesita de que la organización de los
productores, en el país de origen ; sea sólida y cuya integración vertical
bajo reglamentación adecuada , permitirá una mejor posición organizativa.
La organización de los productores , basada en las coordinaciones técnicas
y en la estructuración de sus volúmenes de participación , en el mercado
eléctrico (57), mejorará sustancialmente su capacidad de participación
212
intensiva en su propio mercado y también su capacidad expansiva hacia
mercados regionales.
Si bien la conformación de una entidad organizada que opera y coordina
todas las acciones en el sector eléctrico , está creando una estructura
vertical e integrada , hay algunos aspectos de esta integración vertical que
son favorables como:
! Reducción de costos de transacciones adicionales, permitiendo a las
operadoras a concurrir en el mercado cuando se necesita cubrir la
demanda requerida.
! Asegura los recursos necesarios para cumplir con su finalidad.
! Corrige las externalidades del mercado, mejorando en todos sus
niveles la calidad del servicio, entregando un servicio final
estandarizado.
! Permite la autorregulación y crea competitividad, con ello el Estado
puede reducir sus acciones, dirigiendo sus recursos hacia otros
sectores.
! Permite contrarrestar el poder del mercado que provenga de un único
comprador (monopsonio) como por ejemplo toda una industria de una
región.
(57) Dominique Finon. “La concurrence dans les industries électriques :l´efficacité au prix
de la complexité transactionnelle et réglementaire » Cahier de Recherche No.12,
Grenoble, Marzo 1997.
213
2.3 La Necesidad del Gobierno Corporativo y su
importancia en el desarrollo del Sector Eléctrico.
En el Perú la organización de las empresas de manera corporativa (la
industria eléctrica) en la forma de un “club” de empresas del segmento de
generación , son agrupadas por el gobierno en torno a una entidad que
coordina el funcionamiento del mercado , denominado Comité de Operación
Económica del Sistema (COES) , integrado por los representantes de las
centrales de generación y de los sistemas de transmisión. El COES coordina
la operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento
de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos
energéticos. En el caso de Perú, las reglas de despacho se establecen en
forma muy detallada en la ley de concesiones eléctricas en las normas y
resoluciones que emite el OSINERG.
En el mercado eléctrico Peruano presenta una problemática. La libre
competencia , en la que ningún componente controla las transacciones ; es
fundamental para un mercado competitivo. Sin embargo el COES está
limitado a las compañías generadoras y a los operadores de la red de
transmisión , formándose de esta manera un club de vendedores y no
existe una contraposición de intereses que sirva como balance real y a
modo de contrapeso en votación.
214
Este sistema legal , genera un monopolio también de orden legal en el
suministro de energía. En términos de eficiencia productiva en el corto
plazo, esta forma de organización mostrará probablemente resultados
similares a los de un mercado competitivo , pero esta adecuación legal
disminuirá la eficiencia en el largo plazo , dado que las empresas
generadoras siempre esperarán precios regulados en lugar de los precios
establecidos por un mercado spot competitivo , constituyéndose de este
modo en una barrera al proceso de desregulación hacia la competitividad en
el segmento generador.
Hay por lo tanto, dos posiciones en la industria eléctrica , aquella que busca
un proceso de desintegración vertical de toda la industria de la electricidad
promoviendo la competencia en aquellos segmentos donde esto es posible,
así se necesitan dos condiciones para que esta desintegración sea
económicamente eficiente. Primero, las empresas que operan en las etapas
potencialmente competitivas del sistema deben ser efectivamente
competitivas o deben tender fuertemente a la competitividad técnica.
Segundo, los beneficios de la eficiencia llegarán a los consumidores,
solamente si las empresas que operan en las dos etapas de transmisión y de
distribución, las mismas que poseen caracterización monopólica, deben ser
reguladas por el Estado.
La otra posición, la encontramos en la apertura regional del mercado, donde
por efectos de las competencias entre mercados, es necesario que exista
una sólida industria, fuertemente organizada y con capacidad de responder a
las exigencias de otras realidades.
215
Los procesos de regulación del intercambio internacional, poseen
mecanismos que deben asegurar la continuidad del suministro; lo que
promueve a una necesidad de coordinar las acciones de toda la industria,
como un único proveedor, frente a los posibles usuarios fuera del ámbito
internacional. De nuevo viejos conceptos propuestos por la CEPAL, como
la sustitución de importaciones hacen eco de sus enfoques proporcionando
los mecanismos conocidos de la tarificación y el equilibrio comercial, para el
suministro de la energía, pero con ropaje nuevo; dado que las inversiones
en el segmento eléctrico son altas y muchas veces sujetas a externalidades
que ocurren dentro de los países de América del sur, donde la estabilidad
de cada país depende bastante de las opciones políticas del gobierno, así
como de las condiciones económicas frente al mercado global.
Visto así un ente o asociación que integra de manera vertical, a todos los
miembros del mercado eléctrico, resulta una alternativa eficiente para los
usuarios internacionales. Como tal, el COES cumpliría efectivamente este
papel, sin que ello afecte el mercado spot, dado que la definición de los
clientes en regulados y libres, les permite discriminar entre tarifas
reguladas y precios de competencia.
Obviamente debido a las características físicas y técnicas especializadas
particulares de la industria eléctrica , los mecanismos de mercado deben
convivir con relaciones jerárquicas de subordinación (léase regulación).
Esta es la razón principal , que debe de considerarse para establecer
reglas específicas sobre la operación de los mercados de electricidad.
216
Así vemos que la necesidad del Gobierno Corporativo de base amplia , se
hace fundamental para la sostenibilidad de las reformas en el sector
eléctrico. Los gobiernos corporativos adquieren particular relevancia en
momentos en que las reformas a nivel mundial han Estado en vigor por
varios años, pero estas mismas no aseguran la sostenibilidad en el largo
plazo (58).
Por ello se considera que la existencia del COES , si bien limita la
flexibilidad del mercado , pero asegura una posición que aprovecha las
mejoras de la integración vertical , a favor de clientes regulados , dado el
alto costo social que tendría que asumir el Estado peruano , para llevar la
energía eléctrica hasta el último rincón del país.
El establecimiento de reglas claras de juego y un Gobierno Corporativo ,
permitirá un mayor crecimiento , dado que el governance es una fuente de
confianza y un mecanismo que hace sostenible, enfrentar nuevos retos
comerciales.
Para ello la gestión de los procesos de regulación y de los mecanismos de
gobierno , deben de enfocarse fundamentalmente en la estricta definición y
cumplimiento de las políticas económicas que busquen un crecimiento del
sector en base a clientes libres, tanto en mercados internos y mejor aún en
clientes externos, redistribuyendo también sus beneficios al sector del
cliente regulado, que al ser precio-aceptante; no participa de manera
directa en la toma de decisiones del sector, sino que lo hace el gobierno, y
de allí remarcar la necesidad de gestionar esta participación dentro de las
recomendaciones de entidades como la OCDE y el APEX (Association of
Power Exchanges).
(58) D.M Newberry. “Making Markets in Power” Energy & Society , Londres ,
Febrero 2000.
217
2.4 Hacia un Crecimiento Ordenado del Sector Eléctrico
Peruano
Todas las nociones y conceptos vertidos en estas páginas, finalmente
buscan una sola y única forma de enfrentar el futuro en el sector eléctrico y
esta es el crecimiento ordenado. Se considera que el sector eléctrico en el
Perú , ha entrado en una etapa de madurez y por ello se hace necesario que
se planteen nuevas formulaciones legales , cuya base este centrada en
inversiones privadas directas, donde la visión del negocio como tal, también
sea atractivo e interesante y sobre todo sostenible en el tiempo.
Incrementar el acervo de capital en el sector , basándose para proveer en el
futuro la demanda de energía eléctrica que el mercado local y el regional le
solicitará , requiere fundamentarse en:
! Utilización de Nueva tecnología disponible en procesos de generación
eléctrica, en reducción de pérdidas técnicas en las redes de
transporte y en la agregación de nuevos servicios en el ámbito de la
distribución final.
! Mejorar la calidad del servicio, mediante la adopción de políticas de
inventivo , más que de penalización.
! Promover una mayor participación de las empresas eléctricas en la
comunidad, a nivel profesional, basándose en el intercambio de
experiencia y mejorando así la curva de aprendizaje del sistema.
Paralelamente promover la participación en la comunidad , donde
218
algunos servicios sociales, puedan ser integrados dentro de los
acciones de patrocinio y expresión benéfica hacia la sociedad.
! Promover los gobiernos corporativos , de modo que la transparencia
de sus acciones, tengan la solidez necesaria para afrontar las
necesidades financieras y pretenda ir eliminando gradualmente el uso
de instrumentos y mecanismos regulatorios , para dar un paso hacia
la competencia.
Finalmente, el asegurar un crecimiento del sector, permitirá a los
usuarios; resolver con mayor facilidad sus necesidades de energía y así
viabilizar los proyectos de inversión y los programas públicas de
desarrollo en las diferentes áreas de acción de los gobiernos, clara
muestra de que el orden jurídico y económico permite aumentar el
crecimiento del sector, se aprecia en las estadísticas de ganancias de
las empresas (58), a partir del ordenamiento primigenio y regulación del
sector.
INGRESOS 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Generadoras 1,370,128.00 1,639,151.00 2,198,337.00 2,188,115.00 2,713,775.00 3,038,677.00 2,942,798.00 3,216,151.00 4,217,186.00
Transmisoras 85,392.00 111,170.00 173,877.00 204,343.00 242,223.00 287,840.00 373,649.00 240,334.00 395,265.00
Distribuidoras 1,882,339.00 2,254,646.00 2,508,692.00 2,499,586.00 2,891,714.00 3,271,692.00 3,146,729.00 3,283,608.00 3,633,114.00
Total Sistema 3,337,859.00 4,004,967.00 4,880,906.00 4,892,044.00 5,847,712.00 6,598,209.00 6,463,176.00 6,740,093.00 8,245,565.00
Gráfico No.46. Ingresos en Nuevos soles (S/.)
(58) “Procesamiento y Análisis de la Información Económica y Financiera 2004”
ESAN/OSINERG , Diciembre 2004.
219
CONCLUSIONES SEGUNDA PARTE.
Finalmente el Perú ha entrado de lleno en el proceso de reforma de la
estructura de su mercado eléctrico , con algunos inconvenientes en los
procedimientos normativos y otros de carácter técnico , sin embargo una
tarea que deberá de tenerse en cuenta , hasta su implantación es la del
gobierno corporativo .
Resulta evidente a todo esto de que el Estado es y debe de seguir siendo el
principal impulsor de estos cambios , formulando y trazando los programas
que delinean los modelos de política económica modernos , asociando a
ellos la planificación del sector eléctrico hacia el futuro. Quizá uno de los
instrumentos que el gobierno ha evaluado y esta en discusión , representa
el documento denominado “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente para
la Generación Eléctrica” del 15 de junio del 2005 , sin embargo ; si no se
construye un Comité con mayor solidez organizativa , con la participación de
los demás miembros del mercado y cada vez menos la injerencia técnica del
Estado ; solamente quedará en un proyecto que pudo haber tenido futuro.
Si bien OSINERG pretende la eficiencia regulatoria , el camino final del
desarrollo sostenible será la convivencia eficiente de un esquema mínimo de
regulación con segmentos desregulados y con un mercado más amplio al
ampliarse las fronteras de servicio y comercialización de la energía
eléctrica , implícito en ello está la eficiencia de la gestión del modelo , que
es la llave hacia las puertas del desarrollo económico del sector.
220
CONCLUSIÓN GENERAL
De los estudios previos, hemos intentado demostrar, observado varias
anomalías dentro de la estructura jurídica y de las aplicaciones de la
normativa vigente y acorde con el marco teórico; la fallas que se producen
en la gestión de los mecanismos de regulación por parte de la entidad
reguladora del mercado eléctrico en el Perú.
Sin embargo, el análisis de las dos variables planteadas, como fundamento
para analizar estas fallas relativas a la gestión, tal como se indicó en la
página 157, son:
1.- Grado de Inversión en el sector eléctrico (como porcentaje de
crecimiento)
2.- Ampliación de la Frontera eléctrica en el País , con base en las
empresas reguladas.
Estas dos variables, muestran de manera comprobable, la problemática vista
en las cuatro (4) fallas de gestión atribuibles al accionar del organismo
regulador y su entorno técnico y jurídico.
Primeramente, el alto grado de intervensionismo del ente regulador, debido
a las características propias del diseño del mercado eléctrico peruano,
inclusive el proceso de formación de precios, con alta predisposición a la
discrecionalidad del ente regulador, viene afectando las decisiones de
inversión del capital privado; hasta que no sea aclarado este proceso,
dentro del proceso de asignación de precios y de una mesa de negociación
que permita al regulador y al regulado, a plantear sus intereses de manera
transparente y adecuarlos a la realidad del mercado nacional.
221
Segundo, la tendencia a la Integración vertical, creando situaciones
temporales de poder de mercado , por parte de determinados grupos
empresariales, esto debido a que la Ley antimonopolio, analizada en el
capítulo precedente; ha permitido cierto grado de libertad al respecto, en
una situación económica , que atenta contra la posibilidad de que terceras
empresas interesadas puedan entrar en el negocio y participar de sus
beneficios, conduciendo a una probable desregulación y sin menoscabo de
los intereses de orden social, en los segmentos humanos menos
favorecidos.
Tercero, la incertidumbre en los mecanismos de valorización de los costes
de transmisión, que necesitan un mejor tratamiento para fortalecer e
incentivar su crecimiento, mejorando los estados financieros de las
empresas concesionarias e inversionistas, dado que los principios
remunerativos deben gestionarse, acorde con la necesidad de resolver los
problemas de orden técnico y sus causas. En este punto es importante
comprender que las necesidades de transporte y la inversión en su
infraestructura , pueden constituir un elemento para ejercitar poder de
mercado sobre determinadas regiones y empresas que dependen de estas
para suministrar y/o comprar la energía eléctrica.
Y como cuarta falla de la gestión, tenemos la falta de incentivos y de reglas
transparentes para el tratamiento al proceso de comercialización, función
cuya aplicación no está definida en forma clara por el ente regulador, lo cual
la hace inexistente en la práctica, conociéndose que a través de este
mecanismos de mercado, es posible la creación de cooperativas de energía
eléctrica y de organismos privados de menor tamaño, que puedan contribuir
al desarrollo de las regiones y segmentos rurales, hasta donde no alcanzan
las costosas inversiones de los grandes inversionistas, aprovechándose los
recursos tecnológicos existentes en la actualidad.
222
Así podemos explicar la desaceleración en la inversión actual (2006) en el
sector eléctrico, a la existencia de incertidumbre en las políticas
gubernamentales, que dependen en su aplicación del órgano gestor y su
capacidad para generar las acciones que mejoren las condiciones de
negociación entre los generadores y los distribuidores, que corrijan las
inconsistencias en el diseño del mercado eléctrico peruano, como es el caso
de la negociación de los contratos y sus ajustes en el corto plazo ante
fenómenos exógenos al proceso del mercado eléctrico local, evidenciados
por el aumento de negociaciones del tipo Spot, cuando se presentan
situaciones de crisis en el sistema hidrológico nacional (recordemos que
más del 70% de la energía eléctrica generada es hidráulica).
El accionar del gobierno en cuanto a inversión pública da muestras de no
promoción de la creación de nuevas empresas generadoras, de transmisión
y de distribución locales ; sino más bien atiende de manera directa la
problemática de ampliar la frontera de servicios de energía eléctrica. Tal
situación convierte al gobierno un competidor por excelencia, si bien es
cierto, el interés de los inversionistas es casi nulo o muy reducido en los
pueblos con muy baja densidad poblacional; la transferencia de recursos
financieros, de ingeniería, experiencia; etc. Hacia las municipalidades,
podría permitir el uso adecuado de las tecnologías modernas en sistemas
térmicos basados en gas natural y en nuevas tecnología como son eólicas,
fotovoltaicas; etc., que al momento son de uso marginal y sin mayor
implantación y desarrollo.
La coexistencia de estructuras de mercado diferentes y alejándose cada vez
más entre ellas. Sin embargo operan de manera conjunta para resolver el
problema de la optimización técnica operativa y de la eficiencia económico
223
social , esperan de un ente regulador , la mejor gestión de las tarifas , sin
mostrar su presencia , pero con reglas claras y bien definidas que permitan
a futuro , la desregulación del segmento generador y la eficiencia tanto en
el aspecto social como en el operativo (técnico y financiero). Algunas
actividades como son la transmisión y la distribución eléctrica, según la
dimensión de las operaciones y el alcance geográfico de éstas, obliga a
mantener reglas para la estructura de corte monopolista, con metas
definidas , con leyes que faciliten y permitan un mayor beneficio social , sin
afectar el carácter remunerativo de los concesionarios que participan como
proveedores del servicio ; luego se propone un mejor estudio de los
factores que son propios del sistema y así se formulen modelos económicos
que se aproximen mejor a la realidad del mercado eléctrico peruano , para
evitar las distorsiones producidas por la promulgación de decretos y leyes
cuya función sea solamente la de cubrir o “parchar” los defectos
encontrados en las aplicaciones anteriores.
Un tema pendiente de resolverse, que no es parte de esta investigación; es
la forma como se va a gestionar en un ambiente donde unos tendrán reglas
impositivas y otros poseerán la libertad de participar en un mercado con
precios spot y, es que aquí el marco organizativo pasa necesariamente por
el concepto del “governance” , el gobierno corporativo que englobe esta
problemática y solidifique las bases ya establecidas en la Ley de
concesiones , permitiendo la participación de todos los actores del mercado
eléctrico, donde el Estado es el promotor y líder , pero sin participación
como ente que toma las decisiones , sino más bien como árbitro y
observador de las actividades propias del mercado.
224
Adicionalmente, entre los problemas comprobados, observamos la
concurrencia de postemas siguientes, que motivarían un estudio mucho más
profundo y avanzado, el mismo está fuera de los alcances de la presente
memoria:
1.- Problemática hidrológica y probabilidad de sequías
2.- Dependencia de los precios de los combustibles , necesarios para la
generación térmica , principal como sustituto de la generación
hidráulica.
3.- Diseño adecuado del mercado Spot, controlando la alta volatilidad
observada en el precios spot.
4.- La necesidad de políticas de desarrollo del sector a mediano plazo y
proyección a largo plazo.
Para el primer caso, es necesario una política de reasignación de la función
de control de los recursos hídricos , de los cuales dependen tanto el
saneamiento rural y urbano , como el abastecimiento de energía eléctrica.
La centralización en una autoridad común entre estos dos subsectores ; es
muy importante , para evaluar y controlar el recurso hídrico. Finalmente la
gestión de las políticas de Estado sobre el recurso , desde la presidencia del
consejo de Ministros, a través del ente regulador, que de manera autónoma
y transparente oriente sus recursos para conseguir este objetivo.
Asimismo, en el caso segundo, tenemos a un país con déficit en producción
de combustible y por ello con alta dependencia y precio variable
exógenamente al mercado eléctrico peruano.
225
Es muy importante la creación de una Oficina que evalúe las tecnologías
nuevas y la aplicabilidad de estas en el mercado eléctrico peruano. A modo
de ejemplo, el uso de gas natural, energía eólica, energía fotovoltaica,
energía proveniente de la caña de azúcar, la micro generación a cargo de
los municipios; etc.
Respecto al tercer punto, es muy necesario la gestión adecuada de las
reglas de negociación entre los participantes del mercado eléctrico; que
buscará la coexistencia de precios spots, acordes a la demanda y a la oferta
existentes, evitando la discrecionalidad del órgano supervisor como es
OSINERG.
En esta instancia; es el mismo OSINERG quien debe de adecuar y gestionar
las políticas regulatorias, basadas en negociaciones continuas y con foro
abierto entre los participantes del mercado eléctrico, aplicando la función de
árbitro, bajo reglas flexibles.
Aquí es importante un análisis adecuado sobre el diseño del actual mercado
eléctrico; dado que hay vacíos que afectarían la adecuada gestión del
sistema eléctrico en su conjunto.
Y para el cuarto punto, es importante el apoyo gubernamental en los
procesos de promoción de la inversión en el sector, pero con un contenido
mayormente técnico; ofertando posibilidades basadas en los estudios de
ingeniería previa y análisis económico y de impacto social, que permita a los
inversionistas tener un panorama claro de lo que busca el Estado Peruano y
lo que ofrece al inversionista, buscando un equilibrio ya no únicamente,
como concesionario ; sino como un socio del desarrollo del país.
226
Finalmente tenemos las recomendaciones siguientes, aplicables dentro del
entorno de las políticas y acciones de gerencia del regulador :
1ro.- Es necesaria la implementación de una organización, cuya finalidad
sea operar el despacho central, los precios instantáneos (oferta diaria spot)
y los procesos de los servicios auxiliares disponibles para todos los agentes
del mercado, evitando lo que ocurre actualmente, donde el COES ,
comprende a los Generadores y a los Transmisores y en menor medida a
los demás agentes del mercado.
2do.- Es muy importante que las firmas promuevan los gobiernos
corporativos, la gobernancia, permitirá a las firmas, tener acceso al
mercado de capitales disponibles, como es el caso de las AFP´s. Este
capital puede incrementar el nivel de inversión en dos aspectos:
- Ampliación de la Infraestructura eléctrica
- Ampliación de la cobertura eléctrica
3ro.- Es importante que el regulador Osinerg, establezca los parámetros
correspondientes a los efectos de las externalidades negativas y su
valoración, promoviendo la eficiencia y renovación del parque instalado.
Esto puede ir asociado al uso de nuevas tecnologías renovables, que no
impactan negativamente en el medio ambiente y por lo tanto son a nivel
mundial, ampliamente promocionadas.
227
4to.- El Regulador debe de asumir su rol promotor y proponer un plan de
crecimiento y expansión de la transmisión eléctrica, evitando que exista un
vacío hasta el momento, lo que no permite una adecuada planificación de las
redes de transmisión, muchas de las cuales ya no permiten una mayor
capacidad de potencia, debido a sus limitaciones constructivas y no hay
alternativa que esté promoviendo los reemplazos de estas.
5to.- La promoción de la comercialización; es parte de una agenda
pendiente del regulador, este debe proponer como una medida que permita
la generación de empleo y a la vez la ampliación de cobertura en zonas
rurales, donde los altos costos de implantación de redes, para atender
pequeñas poblaciones, no son atractivas para los grandes inversionistas, el
desarrollo de un modelo de empresa-comercializadora, que asociada a un
distribuidor, le permita llevar la energía eléctrica dentro del área de su
localidad. Ahora existen medios técnicos que permiten inclusive controlar la
demanda eléctrica del usuario final , tal es el caso de los medios prepago y
también la autogeneración como es el caso de las energías renovables.
6to.- Finalmente, es importante que Osinerg, como ente regulador redefina
el diseño del mercado eléctrico peruano, bajo esquemas transparentes y
participativos, que permitan una mejora en las relaciones con los
operadores del sistema eléctrico y entre estos y los consumidores,
favoreciendo una política de inversiones sostenible y con proyecciones
concertadas, evitando el Estado ser parte del monopolio, tal como sucede
en la actualidad, en la generación.
228
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