Gestion Tarifaria Electrica Peru-memoria

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

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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.

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SUMARIO INTRODUCCION GENERAL .......................................................................... 7 1 2 3 4 5 6

Presentación del Tema …………………………………………………………… 7 Interés Teórico del Tema ………………………………………………………… 8 Interés Práctico del Tema ………………………………………………………… 10 La Problemática ........................................................................................... 13 Objetivos .......................................................................................................14 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

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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 1.2 1.3

Asociaciones de Empresas Inversoras………………………… 169 Organismos de Control y regulación del sector de la energía eléctrica.....................................................................................171 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

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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

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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

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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

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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.

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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

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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.

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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.

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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....................................................................

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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

importaciones era la base predominante en el ámbito

sustitución

de

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.

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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.

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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

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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.

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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 encuentran

la energía eléctrica con diferentes finalidades ,

inmersos

en

el

Denominado

Sub

Sector

Electricidad

se ,

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 TierraTierra, 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 fuerza de 10 Newton

con una

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 , nueva

se presenta una

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):

MERCADOS DE ELECTRICIDAD - MODELO PERUANO MWh

CONSUMIDORES DISPUTABLES

Contrato

MWh

CONSUMIDORES CAUTIVOS

Tarifa

MONOPOLIOS DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN $$$ SERVICIOS AL CONSUMIDOR

DISTRIBUCIÓN

$$$ MERCADO MINORISTA REGULADO

MWh COES - SEIN $$$ Info

DESPACHO DEL SISTEMA

MERCADO SPOT $$$ MERCADO CONTRATOS

TRANSMISORES

$$$

MWh Info GENERADORES EXISTENTES

$$$ $$$

(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.

GRUPO ECONOMICO

N° Compañias

DIRECTA (%)

GENERACION Total Compañias

18

100,00

Participación de Mercado HHI GRUPAL (%)

Propiedad Estado Endesa Duke Suez Pseg Others Market Concentration

HHI

1625,26 42,17 23,96 12,60 11,70 4,67 4,91 100,00

1777,92 573,96 158,7 136,82 21,83 7,73 2676,96

Nota: Basado en las ventas anuales reportadas por las compañias Source: Anuario Estadistico 2003 - OSINERG 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 una moderada y, un nivel superior a 1800, alta concentración

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

internacionales ,

Internacional

y

de

los

diferentes

Convenios

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 AgentePrincipal, 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. denominada

Una segunda fuente de distorsión es la

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

Gráfico No. 11 (Eduardo Zolezzi , Consultor del Banco Mundial )

Del gráfico No. 11 , observamos que el crecimiento de la oferta de energía eléctrica , ha venido evolucionando positivamente , alcanzando valores inclusive mayores a la demanda del sector. Esta evolución responde a las expectativas creadas con la apertura del sector público al privatizar las propiedades del Estado peruano y dar en concesión los servicios públicos con empresas extranjeras , contratándose adicionalmente los compromisos de inversión dentro del periodo de concesión , que permitirán incrementar la infraestructura y el valor en capital invertido.

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 Demanda (GW-h)

1991-1996

5,9

2,3

4,4

Potencia (MW) 5,7 Fuente : DGE - Ministerio de Energía y Minas.

2,9

2,8

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 43.00

1994

1995

1996

1997

Subtotal

Proyectos Concluidos

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

Aumento de potencia en sistemas aislados

MW

20.70

72.10

47.70

5.60

nd

146.10

Millones de US$

21.00

100.00

85.00

54.00

51.00

311.00

Inversiones

5,055.00

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: t=12

∫

D(p,t)dt

t=0

Existen variados estudios sobre los temas de generación , en sus diversas tecnologías , sean estas hidráulicas (basadas en la utilización de la energía cinética del agua) o térmicas (combustión) , pero el fenómeno que ha venido ocurriendo es el cambio de condición de operador monopolístico hacia una etapa de competencia monopólica , esto quizá , a decir de Joskow

y

Schmalensee (35) por el agotamiento de las economías de escala , esta evidencia la estudian estos economistas y consideran que existe una fuerte tendencia al cambio de condición de mercado debido a los avances de los procesos tecnológicos que inciden en la ingeniería que permite mejoras contínuas en los procesos de diseño y fabricación de las nuevas Plantas de Generación, llegando a agotar las condiciones de economía de escala cuando se alcanzan los 400MWH de capacidad de generación.

Es por ello que en algunos países ya no hay condiciones de economía de escala (costos subaditivos) para el mercado de generación eléctrica , tal como lo afirman Atkinson y Halvorsen (36). En su estudio del mercado de generación eléctrica de EEUU.

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. Gráfico No 16

Vamos a considerar algunos supuestos , derivados de la realidad , así decimos que existen “n” unidades de generación de energía cada una con un costo marginal de operación diferente y constante:

ci+1 > ci, donde i = 1,2,3,4…n Asimismo, asignamos a cada unidad de generación eléctrica una anualidad correspondiente a la instalación de (1) un MegaWatt (MW) : donde el costo de la última unidad de potencia deberá ser menor para poder seguir invirtiendo en la generación Cpi+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 Min

i=n

Σc x E + ΣCp x p  i

i

i=1

i

i

i=1

Sujeto a (s.a) : n

ΣP = D i

max

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

ΣP x (t i

i-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 Min

Σ [Pi i=1

ti-1

x ti +

∫

d(t)dt - (t1-1 - ti)x

ti

i-1

i=n

ΣP ] i

x ci +

1

ΣCp

ix

pi



i=1

Sujeto a (s.a) : n

ΣP = D i

max

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 Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema. PEMF : Precio de la Energía 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 Energía. PEBP : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta. PEBF : Precio en Barra de la Energía 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 energía 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 Energía.

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 energía aporte a otra subestación con Precios en Barra definidos, se le aplicará el mismo procedimiento. 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

[1 + (1/1-r)t]

VNR = 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 Camino 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.

3.

Método del Camino Extendido (MW mile) , 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 cargadas

al

energía en las líneas de transmisión , pues estas son 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 Diagramás Unifilares de Transmisión Secundaria de los Sistemas de Distribución Eléctrica al 31/12/2003 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

Pi = αi Ci + (1-αi)

Σ (f C ) j

j

j=1

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

VNR = ------ + ------ + ------- ...+ ...------(1 - κ1) (1 - κ2)2 (1 - κ3)3 (1 - κn)n

+…+

----

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

VNR - ------ + ------ + ------- ...+ ...-----(1 - κ1) (1 - κ2)2 (1 - κ3)3 (1 - κn)n

= VAN

O también:

VAN =

Σ(1 - κ )

GIRn ------ VNR n n

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 Red MT

CONCESIONARIO REAL 1.13

EMPRESA EFICIENTE 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 Red MT

CONCESIONARIO REAL 1.64

EMPRESA EFICIENTE 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 Producción Distribución Media Tensión

Baja Tensión

Costos Marginal CMg AT

Potencia de Punta

Energía

CMgP AT

CMgE AT

CMg MT

CMgP AT + VADMT 1−α p

CMgE AT 1 − αe

CMgP BT

CMgP MT + VADBT 1− β p

CMgE MT 1 − βe

Donde:

CMg AT : CMg MT : CMg BT : CMgP AT CMgE AT CMgP MT CMgE MT CMgP BT CMgE BT VADMT VADBT αp

Costo Marginal en Alta Tensión Costo Marginal en Media Tensión Costo Marginal en Baja Tensión : Costo Marginal de Potencia en Alta Tensión : Costo Marginal de Energía en Alta Tensión : Costo Marginal de Potencia en Media Tensión : Costo Marginal de Energía en Media Tensión : Costo Marginal de Potencia en Baja Tensión : Costo Marginal de Energía en Baja Tensión : Valor Agregado de Distribución Media Tensión : Valor Agregado de Distribución Baja Tensión : Pérdidas de Potencia en Media Tensión 115

αe βp βe

: Pérdidas de Energía en Media Tensión : Pérdidas de Potencia en Baja Tensión : Pérdidas de Energía en Baja Tensión

1.3 Incidencia del consumidores.

costo de la Energía Eléctrica en los

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.

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 Incremento 1990/2002

Millones de Coeficiente de Usuarios Electrificación (CE) 1.69 28.6%

2.50

50%

2.00

40%

1.50

30% Usuarios CE

1.00

Coeficiente de Electrificación (CE)

48.0%

2.00

20%

0.50

10%

0.00

0%

2002

1.95

1992

60%

2001

1991

3.00

2000

46.7%

1999

1.86

1998

47.8%

1990

1997

47.5%

1.79

1996

1.74

1989

70%

1995

1988

3.50

1994

45.7%

1993

44.3%

1.63

1992

1.54

1987

80%

1991

1986

4.00

1990

1.44

1989

1985

1988

Electrificación (CE)

1987

Coeficiente de

Usuarios

1986

Millones de

1985

Año

Millones de Usuarios

COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION - 1985 AL 2002

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.

5 400

120%

5 000

110%

4 600

100%

4 200

90%

3 800

80%

3 400

70%

3 000

55% 50%

2 600 44%

2 200

46%

45%

48%50%

40%

35% 30%

1 800

60% 53%

45%

32% 28%

30% 21%

23%

22%

Hidroeléctrica

Termoeléctrica

Gas Natural

% Reserva

2 004

2 003

2 002

2 001

2 000

1 999

1 997

1 996

1 995

1 994

1 993

10%

1 992

1 000 1 991

20%

1 990

1 400

1 998

MW

OFERTA Y DEMANDA - COES - AL 2003

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. asimismo los servicios que

Dejan

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

mantenimiento especializado y servicios generales

llegan

a

dividir

en

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.

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.

Así en el Perú tenemos 3 grupos empresariales que controlan la transmisión de energía 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

9231

Mercado Regulado

4514 5357

5488

5758 5625 5093 5405 5017 5707 6245

6422

6776

7287

7750

8051

8404

8655

9222

9611

10410

Total Ventas

6810 7513

8150

8231 7731 7603 8208 7261 8311 9334

9812

10301 12402 13984 14644 15525 16417 17584 18463 19641

PBI (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.

-

Climatológicos, 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.

-

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 P/CTE,

001-98

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. 020-97EM. 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.0012005-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

transfiriendo

,

parte

genera la

corrientes

propiedad

de

privatizadoras la

que

infraestructura

terminan

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.

Consumo Per Cápita 1985-2004 800 600 KW-Hr/Hab. 400

Consumo Per Cápita

200 0 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Gráfico No. 42. Anuario Ministerio de Economía y Finanzas

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 = PAISES

100.00 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 técnicoeconómicos, 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

separando

e

independiente

las acciones políticas

de

los

poderes

gubernamentales,

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 MonencoAgra, 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 Generadoras

1995 1,370,128.00

1996

1997

1,639,151.00

2,198,337.00

1998 2,188,115.00

1999 2,713,775.00

2000 3,038,677.00

2001 2,942,798.00

2002

2003

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

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

Total Sistema

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.

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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.

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