Distribucion Electrica en El Peru

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-El sector eléctrico en el Perú-Marco legal de la regulación de precios en el sector de la distribución eléctrica en el Perú-Teoría económica de la regulación-Efectos de la metodología aplicada por la comisión de tarifas electricas

Text of Distribucion Electrica en El Peru

  • Jos Luis Bonifaz F.

    Con la colaboracin de Martn Rodrguez - Pardina

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    Introduccin

    I. El sector elctrico en el Per1. Antecedentes del sector elctrico en el Per2. La reforma del sector elctrico

    2.1. Ley de Concesiones Elctricas2.1.1. Actividades dentro del sector elctrico2.1.2. Estructura del sector elctrico2.1.3. La metodologa para la fijacin de las tarifas elctricas

    2.2. El proceso de privatizacin2.2.1. La privatizacin de Electrolima2.2.2. La privatizacin de Electroper2.2.3. Privatizacin de empresas regionales2.2.4. Las empresas no privatizadas2.2.5. Impacto de las privatizaciones en el sector elctrico

    3. Situacin actual del sector elctrico3.1. Constitucin del sector: componentes de los sistemas

    interconectados3.1.1. Generacin3.1.2. Transmisin3.1.3. Distribucin

    3.2. La conformacin y evolucin de las tarifas

    II. Marco legal de la regulacin de precios en el sector de distribucin elctrica en el Per1. Anlisis de la Ley de Concesiones Elctricas

    1.1. El marco legal1.2. Espritu de la ley

    2. La prctica aplicada por la Comisin de Tarifas Elctricas2.1. Antecedentes2.2. Fijacin de tarifas de 1997

    2.2.1. Resolucin N 014-97 P/CTE

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    2.2.2. Recurso de reconsideracin presentado por Edelnor2.2.3. Resoluciones 015-97 P/CTE y 017-97-P/CTE2.2.4. Final del conflicto?

    III. Teora econmica de la regulacin: aplicaciones en el sector elctrico

    - 1. Aspectos conceptuales1.1. Monopolio natural

    1.1.1. Equilibrio de un monopolio natural en una industria no regulada

    1.2. Necesidad de intervencin del Gobierno: regulacin1.2.1. Esquema ptimo de regulacin en ausencia

    de subsidios1.3. El problema de informacin asimtrica1.4. El problema de la subinversin y el compromiso

    - 2. Formas de regulacin2.1. Mtodos de regulacin de monopolios

    2.1.1. Regulacin por tasa de retorno2.1.2. Regulacin por precios tope2.1.3. Regulacin por precios Ramsey

    2.2. Mtodos alternativos de regulacin2.2.1. Competencia por comparacin2.2.2. Regulacin sobre la base de una empresa

    modelo eficiente- 3. La importancia de medir la eficiencia relativa de las

    empresas reguladas 4. Formas de regulacin detrs de la LCE

    IV. Efectos de la metodologa aplicada por la comisin de tarifas elctricas1. Problemas del mtodo y de su aplicacin

    1.1. Qu es el valor nuevo de reemplazo?1.1.1. Qu han dicho la CTE y las empresas de

    distribucin?1.1.2. El anlisis de Breyer1.1.3. El concepto de VNR en la LCE

    1.2. Clculo del valor agregado de distribucin: propuestas1.3. Clculo del VNR: propuestas1.4. Recomendaciones

    2. Efectos de un aumento en el VNR sobre la tarifa final a usuarios del servicio pblico de electricidad2.1. El procedimiento2.2. Resultados

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    3. Efectos de la aplicacin de la LCE sobre el comportamiento de los actores3.1. Juego con informacin Incompleta: primera etapa3.2. Juego con informacin incompleta en dos etapas3.3. Qu puede hacer el Gobierno?

    V. Anlisis de la eficiencia relativa de las empresas distribuidoras de energa elctrica1. El concepto de eficiencia2. Los distintos mtodos de estimacin3. El modelo4. Resultados empricos

    4.1. El modelo4.2. Las estimaciones

    5. Conclusiones

    VI. Conclusiones y recomendaciones1. Sobre el marco institucional2. Sobre el esquema regulatorio3. Sobre la eficiencia de las empresas distribuidoras

    Referencias

    Anexos

  • Desde 1990 la economa peruana ha experimentado un profundo y ambicioso programa de reformas econmicas que, entre otras medidas, ha incluido la privatizacin de importantes empresas estatales. Estas acciones han significado que paulatinamente el Estado abandone su rol en el proceso de asignacin de recursos como productor directo o proveedor de bienes y servicios, pasando a ser un vigilante de las fallas de mercado.

    Para el caso particular del sector elctrico, el Gobierno ha reemplazado su rol de productor y distribuidor de la energa elctrica por el de regulador en las actividades de generacin y distribucin, que corresponden a sectores donde la necesidad de regulacin surge por la posibilidad de darse un equilibrio diferente al socialmente deseado si es que el Estado no interviniera.

    Las reformas emprendidas en el sector elctrico estuvieron determinadas, adems, por la promulgacin de la Ley de Concesiones Elctricas (LCE) en 1992. Con la finalidad de establecer las condiciones para un mercado eficaz y competitivo, la ley Introduce la segmentacin de las actividades de generacin, transmisin y distribucin dentro del sector elctrico, estableciendo un rgimen de libertad de precios para que los suministros puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistema de precios regulados para aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran. La LCE describe las metodologas que se deben emplear para obtener los precios mximos de generacin, transmisin y distribucin de electricidad. Adems, la ley designa a la Comisin de Tarifas Elctricas (CTE) como el rgano regulador encargado de fijar las tarifas aplicando dichas metodologas.

    Para que un marco regulatorio sea eficaz y efectivo se requiere que sea transparente, creble y estable a travs del tiempo. Debe ser atractivo para el inversionista privado, pero al mismo tiempo ha de velar por los intereses de los consumidores. La estabilidad de las reglas del juego y la reputacin de las autoridades son caractersticas aun ms relevantes de toda economa en proceso de transformacin. De hecho, la posibilidad que el nuevo modelo se consolide

  • definitivamente depende en gran medida de la capacidad para atraer a los capitales privados y que estas inversiones se materialicen en la reduccin de costos econmicos y sociales asociados a la reforma.

    La presente investigacin tiene dos objetivos principales. El primero es examinar las bondades y defectos del mtodo de regulacin utilizado en el Per para la fijacin de las tarifas finales de distribucin, confrontarlo con la LCE y medir el impacto de su aplicacin sobre algunas variables econmicas del sector. El segundo es realizar un anlisis de eficiencia relativa de las empresas del sector de distribucin. Estos dos objetivos unidos constituirn una herramienta fundamental para la toma de decisiones de las autoridades vinculadas al sector, especialmente de la autoridad reguladora.

    Un anlisis de este tipo proporcionar a las autoridades encargadas de tomar las decisiones en el sector una adecuada informacin desde diferentes perspectivas. Por un lado, el estudio de la LCE permitir evaluar la posibilidad de revisar la parte legal y discutir la incorporacin de posibles modificaciones a sta. Por otro, examinar los efectos de la metodologa aplicada en el clculo de las tarifas har posible establecer cmo se comportan los agentes en el mercado y cmo les afecta la aplicacin de la LCE.

    Finalmente, el anlisis comparativo de la eficiencia relativa de las empresas nos dar una visin sobre el tipo de empresas que conforman el mercado de la distribucin elctrica en el Per, lo que permitir rankearlas y conocer su grado de eficiencia. Si bien es cierto que la CTE emplea indicadores de desempeo para este fin, cabe mencionar que slo considera indicadores de productividad parcial y no de eficiencia relativa como los que se proponen en el presente documento. Aunque en algunas circunstancias pueden ser tiles a los reguladores, los indicadores de productividad parcial suelen ser incompletos ya que existen variables de control que stos no tienen en cuenta (la estructura del mercado, los kilmetros de redes, el rea de concesin, etctera).

    As, una metodologa alternativa a estos indicadores viene dada por los estudios de fronteras, los mismos que miden las desviaciones en el desempeo de las empresas individuales en relacin con la mejor prctica actual. Es decir, la eficiencia de una compaa muestra qu tan bien se desempea en relacin con las mejores empresas en la industria, si stas ltimas se enfrentaran con las mismas condiciones que la empresa analizada. La principal ventaja del enfoque de fronteras de eficiencia sobre otros indicadores de desempeo es que se trata de medidas objetivas que consideran los efectos de factores exgenos que pueden influir en el desempeo observado. Indudablemente, estos indicadores constituyen herramientas tiles para la autoridad reguladora en la posible implementacin de la competencia por comparacin, o simplemente en la observacin del desem-

  • peo de las empresas. Adems, resuelve en parte el problema de la simetra de informacin sobre los esfuerzos verdaderos de las empresas por reducir costos.

    El documento ha sido estructurado en cinco captulos en los que se intenta lograr los objetivos propuestos. En el primero se presenta una visin general del sector elctrico en el Per, con nfasis en el sector de distribucin. As, se analizan los antecedentes del sector, las reformas experimentadas por el mismo durante la dcada del noventa y su situacin actual. El segundo intenta describir el marco legal de la regulacin de precios en el sector de distribucin elctrica, para lo cual se analiza tanto la LCE como la forma en que sta es aplicada por la CTE.

    En el captulo 3 se describen los principales mtodos de regulacin desarrollados por la teora econmica y se discuten las formas de regulacin implementadas en el sector de distribucin elctrica en el Per. Asimismo, se incide en los problemas de informacin asimtrica, de la subinversin y el compromiso, y en la importancia de medir la eficiencia en una empresa regulada.

    El cuarto captulo revisa los efectos de la metodologa aplicada por la CTE tanto sobre las tarifas como sobre el comportamiento de los actores dentro del sector. Aqu se analizan los principales problemas asociados a la aplicacin del mtodo de regulacin, los cuales se centran en discusiones en torno al clculo de los valores nuevos de reemplazo (VNR) y los valores agregados de distribucin (VAD). Se analiza la LCE y se proponen algunas recomendaciones en beneficio del mtodo de regulacin econmico respaldado por la ley. Adems, se discuten algunos mecanismos de resolucin de conflictos que no se encuentran contemplados en la ley.

    Mediante simulaciones sencillas, se hace un anlisis cuantitativo del impacto de cambios en el clculo del VAD sobre la tarifa final, con el objetivo de determinar el verdadero impacto de un cambio en el VNR aprobado por la CTE sobre el precio final de la energa. Adiconalmente, utilizando la base terica proporcionada por la Teora de Juegos, se plantean algunos modelos sencillos sobre la forma en que interactan los agentes involucrados. As, se concluye que si el Gobierno desea que las empresas concesionarias inviertan eficientemente, entonces es necesario que transmita credibilidad a travs de comportamientos predecibles donde se respeten las reglas de juego originales.

    El objetivo principal del captulo 5 es presentar un anlisis de la eficiencia relativa de las empresas distribuidoras de energa en el Per, en el perodo 1995- 1998, para lo cual se estim una frontera estocstica con mxima verosimilitud (MV). El clculo de estas medidas pretende contribuir al desarrollo de instrumentos que permitan una regulacin eficiente de las empresas del sector. Como ya se

  • mencion, el anlisis comparativo de la eficiencia relativa de las distribuidoras elctricas en el Per har posible rankearlas y conocer su grado de eficiencia.

    Finalmente, se presentan las principales conclusiones del documento, as como algunas recomendaciones que se desprenden de las mismas, y que podran ser consideradas por la autoridad reguladora para lograr un mejor desempeo del sector.

    Por ltimo, quisiera agradecer a las personas e instituciones que hicieron posible la culminacin de este trabajo. A Milagros Jimnez Olivet por su brillante y eficiente asistencia a lo largo de todo el documento. A Martn Rodrguez-Pardina y Martn Rossi, mis colegas argentinos, que desarrollaron el captulo 5 de este trabajo. Al referee annimo quien me alcanz valiosos comentarios al trabajo. Al Director del CIUP, Felipe Portocarrero por su especial inters mostrado en el desarrollo del proyecto. Por ltimo, y no por ello menos importante, al CIES por el financiamiento.

  • 1. Antecedentes del sector elctrico en el Per

    Los orgenes de la Inversin en el sector elctrico peruano datan de 1886, cuando la Municipalidad de Lima contrat a la empresa Peruvian Electrical Cons- truction and Supply Company para proveer el alumbrado pblico de la ciudad. A partir de ese momento, la industria elctrica se expandi rpidamente. En 1906, cuatro empresas elctricas que operaban en ese momento en Lima se fusionaron con el nombre de Empresas Elctricas Asociadas1.

    Hasta antes de la dcada del setenta la industria elctrica en el Per estuvo desarrollada principalmente por el sector privado nacional y extranjero (sobre todo suizo, ingls y norteamericano). En ese entonces se abasteca nicamente al 15% de la poblacin, ya que slo quienes vivan en las grandes ciudades reciban el servicio a travs de compaas privadas a las cuales se les haba otorgado una concesin temporal. Aos despus, con la aparicin de las primeras empresas estatales, los poblados ms pequeos empezaron a ser atendidos.

    Pero es recin con la llegada al poder de las Fuerzas Armadas, en 1969, que se impuls el rol del Estado con una serie de reformas estructurales, y el sector energtico se convirti en el principal Impulsor de la inversin pblica2. Como parte de estas reformas, en 1972 el Estado nacionaliz la industria elctrica y cre Electroper, empresa que actuara como holding para la generacin, transmisin, distribucin y venta de energa elctrica. Asimismo, se estableci a la Direccin General de Electricidad del Ministerio de Energa y Minas como el ente encargado de dirigir, promover, controlar y fiscalizar las actividades del servicio de electricidad. Al ao siguiente se inici la construccin del proyecto Mantara para incrementar la capacidad instalada, que era de slo 1,930 Mw.

    1 Fernndez-Baca, Jorge. La experiencia regulatoria en Per II: Los casos de la electricidad y el agua potable. En Apuntes, Na 43. Segundo Semestre 1998, p. 89-105.

    2 Hasta finales de la dcada del sesenta la Inversin pblica (Incluidos el Gobierno Central y las empresas pblicas) slo alcanzaba el 2.5% del PBI.

  • Como resultado de estas reformas, entre 1972 y 1979 se produjo un Importante crecimiento de la potencia instalada, con una adicin promedio de 114 Mw anuales y una tasa de crecimiento de 5.7% anual. Asimismo, las inversiones realizadas por Electroper ascendieron, en promedio, a US$180 millones anuales constantes de 1995, lo que represent el 0.5% del PBI (ver cuadro 1.1).

    En la primera mitad de la dcada del ochenta, las inversiones en el subsector elctrico continuaron en aumento y llegaron a un promedio anual de US$650 millones, que constitua el 1.74% del PBI. Asimismo, se mantuvo la adicin promedio de la potencia instalada (88 Mw anuales) aunque la tasa de crecimiento comenz a disminuir.

    Pero ya en la segunda mitad de esa dcada era claro que Electroper atravesaba por una situacin crtica. La crisis tuvo relacin con el alto nivel de endeudamiento externo, pero indudablemente la principal causa de sta radic en el retraso tarifario que comprometi la capacidad operativa de la empresa y redujo sus posibilidades de inversin.

    El sector elctrico peruano contaba, entonces, con un sistema tarifario basado en el concepto de costos contables; adicionalmente, coexista una diversidad de tarifas a usuarios finales distribuidas de acuerdo con la actividad desarrollada por

    Cuadro 1.1ELECTROPER: INDICADORES RELEVANTES

  • el usuario de energa elctrica. De esta forma, dicha actividad poda ser clasificada en industrial, comercial, residencial, alumbrado pblico, uso general y agropecuario. La compra y venta de energa elctrica entre las empresas que conformaban el servicio pblico de electricidad no se efectuaba mediante un mecanismo de precio, sino a travs del Fondo de Compensacin de Generacin, cuyo objetivo era compensar la diferencia de costos de generacin y transmisin mostradas por las empresas de electricidad, producidas a raz de las diferentes fuentes energticas, escalas de produccin y estructuras de mercado en las que operaban las empresas del sector (CTE, 1998).

    En 1986 se propuso la implantacin de la llamada Nueva Tarifa de Energa Elctrica, la cual trataba de determinar los niveles tarifarios que cubran el mnimo costo medio de produccin de energa elctrica para el servicio pblico con la finalidad de contribuir a la eficiencia econmica en la operacin y desarrollo del sector elctrico nacional. Sin embargo, este sistema fue aceptado recin en 1993.

    Hasta inicios de la dcada de los noventa la propiedad y representacin de las acciones del Estado estaban a cargo de Electroper, que a su vez ejerca la supervisin y coordinacin de las empresas regionales de electricidad. Electroper, las empresas regionales de electricidad y los sistemas aislados producan, en conjunto, el 70% de la oferta total de energa elctrica en el pas, mientras que el resto era producido por empresas autoproductoras privadas3. La electricidad era distribuida a travs de los sistemas interconectados Centro Norte (SICN), Sureste (SISE) y Suroeste (SISO). En este contexto, Electrolima era la mayor de las empresas regionales de distribucin elctrica, con el 98% de sus acciones en poder de Electroper y el 2% restante en manos del Banco Popular e ICSA.

    Lamentablemente, el manejo ineficiente de las empresas pblicas elctricas llev a que el Per tenga una de las tasas ms bajas de consumo de energa elctrica en comparacin con otros pases de Amrica Latina. Mientras Colombia, Chile y Venezuela tenan, durante la primera mitad de los noventa, un consumo per cpita de alrededor de 1,000 Kw/h, 2,000 Kw/h y ms de 2,500 Kw/h, respectivamente, Per tena un consumo de tan slo 500 Kw/h. En 1992 el Per registraba un ndice de electrificacin de apenas 48.4%, lo cual evidenciaba que ms de la mitad de la poblacin careca de electricidad.

    En vista de estas ineficiencias, y como parte del programa de estabilizacin macroeconmica y de reformas estructurales que tena por objetivo disminuir la intervencin del Estado en las actividades econmicas, se inici la reestructuracin y transformacin del sector elctrico. En 1992 se promulg la Ley de Conce-

    3 En 1990, la capacidad de generacin de Electroper ascenda a 3,180 MW, de los cuales 2,190 (69%) provenan de centrales hidroelctricas y los otros 990 (31%) de centrales trmicas.

  • siones Elctricas y a mediados de 1994 se puso en marcha el proceso de privatizacin de Electroper.

    2. La reforma del sector elctrico

    2.1 Ley de Concesiones Elctricas

    El 19 de noviembre de 1992 el gobierno del presidente Alberto Fujimori promulg la Ley de Concesiones Elctricas (Decreto Ley 25844), reglamentada posteriormente por el Decreto Supremo 009-93-EM.

    La LCE se basa en la experiencia de Chile, Argentina y Reino Unido4, donde la oferta de electricidad es separada en tres actividades independientes: generacin, transmisin y distribucin. Basada en este esquema, la generacin elctrica debe realizarse dentro de un marco de libre competencia absoluta; la transmisin, mientras no est sujeta a la competencia, debe proveer libre acceso a compradores y proveedores; y los derechos y responsabilidades de las compaas distribuidoras sern regulados de acuerdo a su condicin de monopolio natural5.

    2.1.1 Actividades dentro del sector elctrico

    Con la finalidad de implantar las condiciones para un mercado eficiente y competitivo, la ley introduce la segmentacin de las actividades de generacin, transmisin y distribucin dentro del sector elctrico, adems de promover la especializacin de las empresas elctricas en cada una de dichas actividades. Asimismo, establece el rgimen de libertad de precios para que los suministros puedan efectuarse en condiciones de competencia, el sistema de precios regulados para aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran y la interconexin de los sistemas elctricos y la administracin privada de la operacin bajo principios de eficiencia.

    Generacin

    La generacin es llevada a cabo por empresas estatales o privadas, las cuales producen electricidad a partir de centrales hidroelctricas o termoelctricas. Esta actividad se desarrolla en un mercado de libre competencia donde cualquier empresa puede instalar equipos de generacin de electricidad. Sin embargo, en el caso de explotar recursos hidrulicos o geotrmicos para centrales mayores a 10 Mw, el operador requiere de una concesin del Ministerio de Energa y Minas (MEM).

    4 Ver Guasch y Spiller (1996)5 Para los clientes con una capacidad de conexin mayor o igual a 1 MW, llamados clientes libres, se

    Introduce la competencia y stos pueden y deben negociar la tarifa con el distribuidor.

  • Transmisin

    La transmisin tiene como principal objetivo facilitar las transferencias de energa desde los generadores a los clientes, para lo cual se debe cubrir los costos de transmisin a travs de un peaje por conexin que es pagado por los generadores a los operadores de los sistemas de transmisin. Cabe resaltar que estos ltimos requieren de una concesin cuando sus instalaciones afectan a bienes del Estado.

    Distribucin

    El nuevo marco regulatorio permite que la distribucin de electricidad pueda ser desarrollada por personas naturales o jurdicas, nacionales o extranjeras, de acuerdo con el sistema de concesiones y autorizaciones establecidos por el MEM, que estipula que las empresas requieren de una concesin cuando la potencia instalada es mayor a los 500 Kw.

    Los concesionarios de distribucin estn obligados a prestar servicio elctrico a quien lo requiera dentro de su rea de concesin. Adems, estn obligados a tener contratos vigentes con las empresas generadoras que cubran sus requerimientos de potencia y energa durante los siguientes dos aos, como mnimo.

    Comercializacin

    Si bien el marco legal del sector elctrico en el Per reconoce la actividad de comercializacin, sta an no opera. En cambio, en Reino Unido, Noruega, Suecia y Colombia6 se permite e impulsa la libre competencia en los negocios de generacin y comercializacin de electricidad; mientras que las actividades de transmisin y distribucin son reguladas debido a su naturaleza de monopolios naturales.

    En Reino Unido, por ejemplo, inicialmente los grandes consumidores industriales y comerciales podan elegir a su proveedor (comercializador), pero la pequea industria y los consumidores domsticos tenan que comprar la electricidad de sus proveedores pblicos locales (PES). Sin embargo, desde setiembre de 1998 se implemento un procedimiento por etapas para introducir la competencia al sector que culmin en mayo de 1999 y que permiti que estos consumidores ya puedan elegir a su proveedor libremente. Este nuevo contexto dio lugar a la introduccin en el mercado de los proveedores de la segunda capa (STS). Los antiguos PES solicitaron licencias de STS, pero otros participantes tambin lo hicieron, habindose concedido 20 licencias hasta junio de 1999. As, la compe-

    6 Para ms detalle, ver anexo 1.

  • tencia se desarrolla de manera importante, los STS presentan precios ms bajos que los PES7.

    En el caso peruano, la actividad de comercializacin est contemplada en la LCE. En setiembre del 2000 se promulg el Reglamento para la Comercializacin de Electricidad en un Rgimen de Libertad de Precios que modifica el artculo 1292 del Reglamento de la LCE. En este reglamento, se cambia la clasificacin de los clientes no sujetos a regulacin de precios, a efectos de aplicarlos nicamente donde exista un Comit de Operacin Econmica del Sistema (COES), de tal forma de permitir la competencia por los contratos con clientes no sujetos a regulacin de precios (Decreto Supremo NB 017-2000-EM).

    Los objetivos principales de este reglamento son definir los criterios mnimos a considerar en los contratos sujetos al rgimen de libertad de precios tales como: modalidades de contratacin, descripcin de las condiciones de calidad, descripcin de las frmulas tarifarias, determinacin del precio del contrato, entre otros. Con la puesta en marcha de este reglamento, los usuarios o clientes tendrn la oportunidad de contratar la compra de electricidad en el punto de entrega a uno o varios suministradores, en las barras de referencia de generacin8 a uno o varios suministradores, o a cualquier combinacin entre las opciones anteriores. Con esto se busca la competencia en precios en la distribucin de energa a travs de la puesta en marcha de la actividad de comercializacin de electricidad.

    2.1.2 Estructura del sector elctrico

    En cuanto a la estructura del sector elctrico, la LCE ha determinado la existencia de cinco actores principales:

    a- Los clientes o usuarios, que estn divididos en dos categoras: clientes libres y clientes regulados.

    b- Las empresas elctricas, que pueden ser generadoras, transmisoras o distribuidoras, y que operan en forma independiente.

    c- El Comit de Operacin Econmica del Sistema (COES) de cada uno de los sistemas interconectados9, organismo de carcter tcnico que coordina la operacin del sistema al mnimo costo, garantizando la seguridad en el abastecimiento de electricidad.

    7 Corresponde al ente regulador no permitir que los PES se aprovechen de su condicin de distribuidores para bajar los precios.

    8 Es la barra indicada por la CTE en sus resoluciones de fijacin de los precios en barra.9 En el Per existen dos sistemas interconectados: el Centro-Norte (SICN) y el Sur (Sisur).

  • d- El Estado, representado por el MEM a travs de la Direccin General de Electricidad (DGE), que ejerce las funciones en materia normativa dentro del sector y, adems, es responsable del otorgamiento de concesiones y autorizaciones para participar en el sector elctrico.

    e- El Sistema Supervisor de la Inversin en Energa, encargado de la regulacin del sector elctrico e integrado por la Comisin de Tarifas Elctricas (CTE), el Organismo Supervisor de la Energa (Osinerg)10 y el Instituto de Defensa de la Libre Competencia y la Propiedad Intelectual (Indecopi).

    La CTE es el organismo tcnico y autnomo -compuesto por cinco miembros- responsable de fijar tarifas mximas de generacin, transmisin y distribucin, as como de establecer las frmulas tarifarias de electricidad aplicables a los clientes regulados.

    - Osinerg es la entidad con autonoma funcional, tcnica, administrativa y econmica, perteneciente al MEM, encargada de fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y tcnicas relacionadas con las actividades de los sectores elctricos e hidrocarburos.El Indecopi vela por la aplicacin de normas de libre competencia, as como otras normas de su competencia, en los sectores elctrico e hidrocarburos.

    2.1.3 La metodologa para la fijacin de las tarifas elctricas

    La LCE describe las metodologas que se deben emplear para obtener los precios mximos de generacin, transmisin y distribucin de electricidad. Adems, la ley establece a la CTE como el rgano regulador encargado de fijar las tarifas mediante la aplicacin de dichas metodologas.

    Costos de generacin

    La primera etapa para la obtencin de las tarifas del servicio pblico de electricidad se refiere a la determinacin de los costos de generacin. Para esto es necesario establecer los precios bsicos de la energa y potencia, sobre la base del costo marginal de corto plazo (CMgCP) de proveer energa y potencia de punta.

    El precio bsico de energa se define como un promedio ponderado de los' CMgCP esperados para los prximos cuatro aos, considerando la demanda de energa prevista y el parque generador existente y programado para entrar en operacin en dicho perodo. El precio bsico de la potencia de punta se refiere a la

    10 La CTE y Osinerg se fusionarn segn la Ley Na 27332 del 29 de julio del 2000 (Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversin Privada en los Servicios Pblicos).

  • anualidad de los costos de desarrollar la central generadora ms econmica para suministrar potencia adicional en horas de demanda mxima anual del sistema elctrico. Estos precios deben financiar los costos de operacin y otorgar una rentabilidad a las Inversiones en generacin del 12% anual para los generadores que suministren potencia adicional durante las horas de demanda mxima anual del sistema elctrico. Estas tarifas, as como sus frmulas de reajuste, se fijan semestralmente por la CTE y entran en vigencia en mayo y noviembre de cada ao11.

    La base conceptual que sustenta la aplicacin de costos marginales de corto plazo postula que en parques generadores en los que la demanda y la oferta estn perfectamente adaptados, los ingresos resultantes de valorar, por un lado, la energa al costo marginal de produccin y, por otro, la capacidad instalada (supuestamente igual a la demanda) al costo de desarrollar una unidad adicional, permiten recuperar los costos de capital y operacin. Para que esto suceda, las decisiones de inversin y de operacin deben ser ptimas, de modo que la tarificacin marginal comprometa fuertemente las decisiones mencionadas.

    Dado que las inversiones en generacin son altas, el mercado debera tender a la competencia. Pero, dado que actualmente cuenta con pocos actores, termina parecindose ms a un mercado oligoplico. Por esta razn, el marco regulatorio se ha preocupado de perfeccionar la competencia a travs de la formacin de los COES. Lo anterior, sumado a una tarificacin eficaz mediante el costo marginal de corto plazo, permite que el mercado se preocupe de desarrollar ptimamente las expansiones, pues al fijarse las decisiones ptimas en tarificacin y operacin, la expansin debe serlo.

    De acuerdo a lo establecido por la LCE y su reglamento, los COES estn integrados por las empresas generadoras y por la empresa del sistema de transmisin principal respectivo. Tienen por funcin el despacho de las centrales de generacin de manera que el costo de operacin del sistema en su conjunto sea el mnimo, independientemente de los contratos que cada generador tenga con empresas distribuidoras o clientes libres.

    A grandes rasgos, la labor del COES consiste en elaborar un ranking de despacho de energa de acuerdo a los costos y rendimientos de las centrales de las empresas de generacin que lo integran, de manera que el costo de operacin conjunto sea el mnimo posible. Esto implica que las centrales hidrulicas (cuyos costos operativos son bajos debido al uso del agua) sern programadas antes que las centrales trmicas a gas o diesel.

    11 Estas tarifas, llamadas tarifas en barra, no pueden diferir en ms de 10% de los precios libres vigentes en el mercado de generacin.

  • Los COES y las ventas que realizan las empresas de generacin a las de distribucin constituyen una suerte de pool de energa y potencia. Este mercado vende grandes volmenes de energa y potencia que luego son comercializados por las empresas distribuidoras a los clientes finales, los mismos que pueden ser regulados o libres.

    Si el generador participa en el COES puede obtener un precio por sus ventas equivalente al costo marginal de operacin de la ltima central que despacha energa, mientras que si vende a las empresas distribuidoras puede obtener un precio regulado o un precio libremente negociado, segn se trate de compras a la empresa distribuidora para el abastecimiento de sus clientes sujetos a regulacin

    --de precios o para sus clientes no sujetos a regulacin de precios, respectivamente.

    Costos de transmisin y tarifa en barra

    La segunda etapa en el clculo de las tarifas elctricas consiste en la determinacin de los costos del sistema de transmisin. Este clculo requiere de dos costos combinados: el costo marginal de transmisin y el peaje que los generadores deben abonar a los transmisores.

    El costo marginal de transmisin corresponde al costo de las prdidas marginales de energa y potencia, costos que son medidos como factores de prdidas de energa y potencia en la transmisin. El peaje o compensacin que deben pagar los generadores a los transmisores en un sistema principal se calcula como la diferencia entre el costo total de transmisin'2 y el ingreso tarifario13. Para el caso de los sistemas secundarios que conectan una o ms centrales generadoras al sistema principal, los peajes se calculan caso a caso y stos no son incorporados explcitamente en los precios en barra.

    De esta forma, las tarifas en barra para energa y potencia son el resultado de multiplicar los factores de prdida de energa por los precios bsicos anteriormente explicados y de agregar el peaje de transmisin para el sistema principal,

    respectivamente. Estas tarifas son fijadas semestralmente por la CTE, y corresponden a los precios que deben pagar los generadores a los concesionarios de distribucin por las ventas de energa.

    12 Anualidad del costo de inversin y costos fijos de operacin y mantenimiento del sistema de transmisin.13 Lo que le resta al propietario del sistema luego de realizar retiros de energa y potencia valorizados a

    precio en barra.

  • Las tarifas a clientes finales

    La tercera y ltima etapa en el proceso de fijacin de las tarifas elctricas consiste en la fijacin de las tarifas de distribucin, las cuales se obtienen agregando a las tarifas en barra el valor agregado de distribucin14. El VAD est formado por tres componentes: los costos asociados al usuario, es decir, los costos unitarios de facturacin y cobranza; las prdidas estndares de distribucin en potencia y energa, las cuales comprenden las prdidas fsicas y comerciales; y los costos estndares de inversin15, mantenimiento y operacin asociados a la distribucin.

    Como ya se mencion, luego de obtenido el VAD, ste se adiciona a los precios en barra anteriormente determinados, los que incluyen los peajes de transmisin, para establecer las tarifas a usuarios finales. As, el precio final representa el costo de los recursos utilizados en las actividades de generacin, transmisin y distribucin. La generacin y la transmisin aportan el 65% de la tarifa, mientras que el VAD aporta el 35%. De este ltimo, el costo de inversin representa un 40% del total.

    2.2 El proceso de privatizacin

    Durante la dcada de los ochenta las inversiones realizadas en el pas en el sector elctrico fueron mnimas. En 1992, antes de la puesta en marcha del proceso de privatizacin, cuando la provisin de los servicios elctricos se encontraba a cargo del Estado, el Per registraba uno de los ndices de electrificacin ms bajos de Amrica Latina (apenas 48.4%). Es por ello que el Estado decidi promover la inversin privada en el sector con la promulgacin de normas orientadas a promover la competencia y la inversin privada nacional y extranjera en el pas, y la de un nuevo marco legal (Ley de Concesiones Elctricas y su reglamento), mediante los cuales se dio inicio a la reestructuracin del sector elctrico nacional. As, el Estado incentiv la privatizacin al asumir la totalidad de las deudas de largo plazo de Electroper, y al cambiar la modalidad en la fijacin de tarifas elctricas a partir de 1993, justo antes de iniciar la privatizacin.

    Dentro del proceso de privatizacin del sector elctrico, la modalidad ms utilizada consisti en la venta del 60% de las acciones al mejor postor en un proceso de licitacin de primer precio a sobre cerrado16. Bajo este esquema, llamado en el Per Participacin Ciudadana, los trabajadores tienen derecho a

    14 Esta metodologa ser analizada con detalle en el siguiente captulo.15 Los costos de Inversin son calculados como la anualidad del valor nuevo de reemplazo (VNR) del

    sistema econmicamente adaptado (SEA), considerando su vida til y la tasa anual de actualizacin de 12% real.

    16 Para ms detalles de otras modalidades de licitacin ver Bonifaz (1998).

  • comprar hasta el 10% de las acciones y el Estado se queda con el 30% restante para venderlo al pblico a travs de la Bolsa de Valores (capitalismo popular). Sin embargo, tambin se han efectuado privatizaciones utilizando la modalidad de capitalizacin, as como por venta de activos de empresas, principalmente en el caso de las que estaban en proceso de liquidacin.

    La privatizacin de las empresas generadoras se inici en abril de 1995 y ha estado sujeta, en casi todos los casos, a compromisos de inversin por parte de la empresa compradora, los cuales ascienden a aproximadamente el 25% de la capacidad instalada actual. En cambio, en el caso de la privatizacin de las empresas distribuidoras ubicadas en la ciudad de Lima, que se inici en julio de 1994, no se solicitaron compromisos de inversin.

    A pesar de que an no han sido transferidas al sector privado importantes empresas y activos del sector17, la privatizacin es beneficiosa tanto para la economa nacional como para el sector elctrico. As, desde su inicio hasta 1999, el proceso de privatizacin ha generado ingresos para el pas ascendientes a US$2,074.5 millones (ver cuadro 1.2); mientras que la inversin realizada por las empresas privatizadas ha ascendido a US$682 millones18 (ver cuadro 1.3), lo cual se ha traducido en mejoras en trminos de cobertura, potencia instalada, prdidas de energa, eficiencia y calidad del servicio.

    2.2.1 La privatizacin de Eiectroiima

    Antes de su privatizacin (que se inici en mayo de 1992), Eiectrolima era la empresa distribuidora ms grande del Per, siendo responsable del 57% del consumo de los servicios pblicos de electricidad del pas, y la segunda empresa generadora, con una potencia instalada que representaba el 17% del total nacional.

    Para efectos de su privatizacin, de acuerdo con la LCE que dispone la separacin de las actividades de generacin, transmisin y distribucin de electricidad, Eiectrolima fue dividida en cinco empresas que comprenden una generadora de energa (Edegel) y cuatro distribuidoras (Luz del Sur, Edelnor, Ede-Chancay y Ede-Caete).

    17 An falta privatizar la Central Elctrica del Mantara, Electroandes, Electrosur, Electrosur Oeste, Electro- sur Este, Egemsa, Egasa, Egesur, Etecen, Etesur, Electro Orlente, Seal y Egecen. Adems, todava falta realizar la transferencia al sector privado de las acciones remanentes que el Estado tiene en Edelnor (36.45%), Cahua (30%), Etevensa (38.22%) y Empresa Elctrica de Piura (40%).

    18 Este monto supera ampliamente los compromisos de inversin asumidos por las empresas, que slo ascendan a US$270 millones.

  • 19 El Consorcio Generandes est conformado por Entergy Corp (EE.UU), Endesa (Chile), Grana y Montero (Per) y Banco Wiese (Per).

    20 Inversiones Distrllima es un consorcio formado por Endesa (Espaa), Chllectra (Chile), Enersis (Chile) y Cosapi (Per).

    La privatizacin de la Empresa de Generacin Elctrica de Lima (Edegel) fue por el 70% de las acciones a un valor de US$600 millones. La primera venta se realiz en octubre de 1995. El 60% fue adquirido por el consorcio Generandes19, que ofreci US$524 millones (incluidos US$100 millones de papeles de deuda) y un compromiso de inversin por US$42 millones. En julio de 1996 los trabajadores adquirieron el 10% de la empresa por un valor de US$75 millones. Actualmente, el Estado an mantiene el 30% de las acciones de Edegel (ver cuadro 1.4).

    La empresa de distribucin del sur de Lima (Luz del Sur) fue vendida en julio de 1994 por un valor de US$407 millones. El 60% de las acciones fue comprado por el Consorcio Ontario Quinta, conformado por Ontario Hydro (Canad) y Chilquinta (Chile). En diciembre de 1996 se efectu la venta del 30% de acciones en la Bolsa de Nueva York (US$24 millones), en el mercado local (US$42 millones) y a travs del programa de Participacin Ciudadana (US$96 millones) en el que participaron ms de 150,000 inversionistas. El 10% restante fue adquirido por los trabajadores.

    La privatizacin de Edelnor se realiz en julio de 1994 por un monto de US$187 millones (64% de las acciones) de los cuales el 60% fue adquirido por Inversiones Distrilima20, y el restante 4% fue adquirido por los trabajadores. El 36% de las acciones an pertenece al Estado.

    Las distribuidoras Ede-Chancay y Ede-Caete fueron vendidas por un monto de US$10.4 y US$8.6 millones, cada una. Estas empresas posteriormente fueron adquiridas por Edelnor y Luz del Sur, respectivamente.

  • 2.2.2 La privatizacin de Eiectroper

    Electroper, hasta antes de la promulgacin de la LCE, era la empresa estatal que tena a su cargo la generacin, transmisin, distribucin y comercializacin de electricidad en el pas.

    Al igual que en el caso de Eiectrolima, el proceso de privatizacin se inici en mayo de 1992. As, en el marco de la LCE, se crearon dos empresas a partir de las centrales de generacin de Electroper: la Central Hidroelctrica de Cahua y la Empresa de Generacin del Norte (Egenor21), que abastece de electricidad al norte del pas.

    El 60% de las acciones de la Central Hidroelctrica de Cahua fue subastado en abril de 1995 y adquirido por la empresa peruana Sipesa, que pag US$42 millones. En octubre de 1996 los trabajadores adquirieron el 10% de las acciones (US$7 millones), quedando an en posesin del Estado el 30% restante de acciones que tendra un valor aproximado de US$8.4 millones.

    Egenor fue transferida en junio de 1996 a la empresa Dominion Energy Inc. (Estados Unidos), la cual pag US$228 millones por el 60% de las acciones y asumi compromisos de inversin por US$42 millones. En noviembre del mismo ao los trabajadores adquirieron el 10% de las acciones por un monto de US$36 millones.

    Posteriormente, al Cepri de Electroper tambin le fue encargada la privatizacin de Etevensa y de la Empresa Elctrica de Piura S.A.

    Etevensa es la empresa de generacin trmica de Ventanilla perteneciente al SICN. En diciembre de 1995 el 60% de las acciones de esta generadora trmica fue adquirida por Endesa (Espaa) en US$120 millones22. En octubre de 1996 se transfiri el 1.78% de las acciones a los trabajadores por un monto de US$3.4 millones. El Estado posee un remanente de 38% de las acciones. Tratndose de una generadora trmica a gas, el paquete accionario del Estado mejorar en la medida que se desarrolle el proyecto de gas de Camisea.

    La Empresa Elctrica de Piura cuenta con Endesa como operador y tiene toda su capacidad contratada con Edelnor. Fue transferida al sector privado en octubre de 1996 por US$60 millones, pero hasta el momento slo se han pagado US$19.7

    21 Egenor est conformada por las centrales hidroelctricas de Carhuaquero (75 Mw) y Can del Pato (150 Mw) y las centrales trmicas de Chimbte (167 Mw), Trujillo (22 Mw), Chiclayo (30 Mw), Paita (11 Mw) ySullana (10 Mw).

    22 Se vendieron bajo un esquema de capitalizacin por inversin.

  • millones por el 19.7% de las acciones. El 40% restante se entregar conforme se cumplan los compromisos de inversin asumidos por la empresa (US$40 millones). Adems de registrar un bajo costo de produccin por ser una termoelctrica alimentada por gas, se encuentra en una zona donde el crecimiento de mercado es evidente debido a los proyectos mineros e industriales que -se estima- se realizarn en la zona.

    2.2.3 Privatizacin de empresas regionales

    En mayo de 1996 se constituy el Comit Especial (Cepri) encargado de realizar la promocin de la inversin privada en las empresas regionales de electricidad, las que comprendan a Electro Sur Medio S.A., Electro Norte Medio S.A., Electro Centro S.A., Electro Norte S.A., Electro or Oeste S.A., Electro Sur S.A., Electro Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A., Egemsa, Egasa y Egesur.

    As, en febrero de 1997, el 100% de las acciones de Electro Sur Medio S.A. fue subastado por US$ 51.28 millones al consorcio HICA23. El mtodo de pago convenido fue de US$ 20.51 millones (que es el 40% de la oferta econmica) en efectivo, pagndose el 20% de cuota inicial y establecindose que el resto ser pagado en ocho aos24, y de US$ 25.64 millones (equivalente al 50% de la oferta) que sern pagados a travs de inversiones en los prximos cinco aos con el objetivo de promover la electrificacin rural de la zona. Adicionalmente, el consorcio est obligado a compartir el 10% de las acciones con sus trabajadores.

    Finalmente, el 25 de febrero de 1998 se subast el 30% de las acciones de las empresas de distribucin del norte del pas: Electro Norte S.A., Electro Norte Medio S.A., Electro Centro S.A. y Electro Noreste S.A. La empresa ganadora fue J. Rodrguez Banda S.A. que ofreci US$22.12, US$67.88, US$32.69 y US$22.88 millones, respectivamente. Los precios ofertados sern pagados con una cuota inicial de 10% y el resto en 12 aos, incluidos tres aos de gracia, a una tasa de Libor + 2%. En julio de 1999 la Copri decidi suspender el proceso de privatizacin de las empresas regionales restantes: Electro Sur S.A., Electro Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A., Egemsa, Egasa y Egesur.

    2.2.4 Las empresas no privatizadas

    En el caso de las generadoras, la Hidroelctrica Mantara, la empresa generadora ms grande del pas, an no ha sido privatizada. El gobierno anterior haba planeado continuar con la privatizacin de las empresas generadoras; sin embar-

    23 El Consorcio HICA est formado por IATE S.A. (Argentina), C. Tizn, Amauta Industrial, S & Z Consultores Asociados y Constructora Vsquez Espinoza S.A.

    24 Se har 16 pagos semestrales a una tasa Libor + 2%

  • go, la fusin en el extranjero de Endesa de Espaa y Enersis de Chile ha dado lugar a un posible poder dominante de mercado, lo que ha motivado la paralizacin del proceso de privatizacin as como la promulgacin de una nueva ley que impida el poder dominante de mercado en el sector elctrico.

    Adiconalmente, en cuanto a las empresas transmisoras, Etecen y Etesur, no estn consideradas para ser privatizadas, pues el Gobierno considera que llevar a cabo dichas privatizaciones cuando exista una efectiva competencia en el mercado de generadoras. Cabe destacar que ambas lneas de transmisin sern interconectadas mediante la construccin de la lnea de transmisin Mantaro- Socabaya (Arequipa), la cual fue otorgada en concesin en enero de 1998, por un perodo de 30 aos, a la empresa canadiense Hydro-Qubec International por un monto de US$179.2 millones25.

    2.2.5 Impacto de las privatizaciones en el sector elctrico

    La privatizacin de las empresas elctricas iniciada en 1994 ha beneficiado a los usuarios, al proporcionarles una mayor disponibilidad de energa elctrica y una mejora en la calidad de entrega del servicio. Esta mejora se refleja en el incremento de la cobertura del servicio elctrico que desde 1993 a 1998 aument en 44%, es decir, 938,000 usuarios ms. Con ello, el grado de electrificacin del pas pas de un 60% en 1993 a un 70% en 1998. En Lima Metropolitana, este coeficiente es de 99%, muy superior al 89% que se registraba en 1993 (ver grfico 1.1).

  • Adems, con la regulacin tarifaria, las empresas concesionarias de distribucin han reducido notablemente las prdidas de energa. En 1990 se tena un porcentaje de prdidas de 13.9%, el cual fue incrementndose hasta llegar 21.8% en 1993. Luego del inicio del proceso de privatizacin, y con la vigencia de la LCE, comenz la cada de este porcentaje: en I995 ya era de 19.7% y esta tendencia decreciente se ha mantenido hasta llegar a 11.8% en 1999 (ver grfico 1.2).

    La privatizacin, de otro lado, tambin ha permitido incrementar la potencia instalada del sector en aproximadamente 28%, lo que significa un aumento de la capacidad generadora del pas en ms de 1,200 Mw, de las cuales ms de 560 Mw fueron producto de los compromisos de inversin asumidos por las empresas privatizadas.

    3. Situacin actual del sector elctrico

    3.1 Constitucin del sector: componentes de los sistemas interconectados

    En el Per existen dos sistemas interconectados: el Centro-Norte (SICN), que abarca todas las zonas costeras ubicadas entre Marcona y Tumbes, as como la zona central ubicada entre Ayacucho y Tingo Mara; y el Sistema Interconectado Sur (Sisur), que cubre la zona comprendida entre los poblados de Quillabamba, en el Cusco, por el norte, y Puno, por el sur, as como la zona costera que se extiende desde Arequipa hasta Tacna (ver cuadros 1.7 y 1.8).

  • En adicin a los sistemas interconectados en el norte y sur del pas, existen algunos sistemas aislados que se ubican en la regin amaznica. Estos consisten en pequeos generadores trmicos que sirven a ciudades como Iquitos, Moyobamba, Tarapoto y Yurimaguas -administradas por Electro Oriente-, y los sistemas de Pucallpa, San Ramn, La Merced y Tarma -administrados por Electro Centro-, Estas instalaciones constituyen el 23.6% de la capacidad instalada nacional y sirven al 10% del total de consumidores (300,000 habitantes). Sin embargo, estos clientes consumen slo el 4% del consumo nacional.

    3.1.1 Generacin

    Actualmente, en el SICN participan nueve empresas generadoras, de las cuales cinco han sido privatizadas, dos son privadas y dos pertenecen an al Estado. Dentro de estas ltimas, la ms importante es la Hidroelctrica del Mantara, con una capacidad instalada de ms de 1,000 Mw. Por su parte, el mercado de generacin del Sisur est compuesto por cuatro empresas: tres de propiedad estatal y una de propiedad privada26.

    El SICN tiene una capacidad instalada de 3,150 Mw y sirve a un rea que representa el 80% de la actividad econmica del pas, o el 61% de la capacidad total de generacin del pas. Abastece a una poblacin de 8.2 millones de habitantes, en ciudades como Lima, Trujillo, Chimbte, Piura, Cajamarca, la parte este de Hunuco y Tingo Mara. Sus principales unidades de generacin son el Complejo del Mantara (1,015 Mw), Huinco (259 Mw), Can del Pato (150 Mw), todas plantas hidroelctricas, as como las plantas trmicas de Ventanilla (200 Mw) y Santa Rosa (153 Mw). Por su parte, el mayor autoproductor del sistema es Centromin, empresa minera con una capacidad instalada de 180 Mw.

    Por su parte, el Sisur fue formado en enero de 1997 y cuenta con una capacidad instalada de 754 Mw. Se extiende a lo largo de 1,707 kilmetros de lneas de transmisin, de los cuales 787 pertenecen a la empresa estatal Etesur. Las principales generadoras hidroelctricas del sistema son: Charcani (135 Mw), Machu Picchu (110 Mw) y Aricota (35.7 Mw).

    En los ltimos aos la incorporacin de nuevas tecnologas destinadas al incremento de la eficiencia ha permitido dinamizar la competencia en el mercado de generacin. Las empresas privatizadas ampliaron su capacidad instalada en ms del 15% de la capacidad del sistema (ms de 500 Mw/h), lo cual se reflej en la disminucin de ms del 10% del precio del mercado libre en los ltimos tres aos. As, en 1998, la generacin de energa elctrica alcanz los 16,774 GW/h, de los cuales el

    26 Las tres empresas generadoras de propiedad estatal son Egasa (Arequipa), Egemsa (Cusco) y Egesur (Tacna); mientras que Enersur (lio) es la empresa de propiedad privada.

  • 80.65% pertenece al SICN, el 15.97% al Sisur y el 3.39% a empresas aisladas. Asimismo, del total de energa elctrica generada, el 79.5% proviene de centrales hidroelctricas, mientras que el 20.5% restante de centrales termoelctricas27.

    3.1.2 Transmisin

    El sistema de transmisin de electricidad est conformado por dos redes de distribucin: el SICN y el Sisur, los cuales producen el 97% de la electricidad en el Per. En el primero, la empresa titular del Sistema Principal de Transmisin es Etecen, mientras que en el segundo es Etesur.

    Dado que la actividad de transmisin no ha sido privatizada, el Estado continuar siendo el principal responsable de la inversin en este sector a travs del Programa de Transmisin y Apoyo a la Reestructuracin del Sector Elctrico. En este contexto, las inversiones en transmisin hasta el ao 2005 ascienden a US$1,024 millones (ver cuadro 1.5), las mismas que seran realizadas en parte por el sector privado, a travs del sistema de concesiones, y en parte por el Estado. Mientras tanto, se espera que se incorpore al mercado de transmisin la lnea Mantaro-Socabaya (700 kilmetros)28, que interconectar el SICN y el Sisur, incrementando la competencia entre generadoras, al permitirles el acceso a clientes de ambas redes.

  • 3.1.3 Distribucin

    En el Per la actividad de distribucin est compuesta por los sistemas de media y baja tensin, necesarios para distribuir la energa comprada a las empresas generadoras desde el mercado mayorista hacia los usuarios finales. Actualmente, en el mercado de distribucin peruano existen tantas empresas como zonas de concesin. Los titulares de una zona de concesin son responsables por el suministro de energa elctrica a todos los clientes ubicados en la zona geogrfica delimitada por la concesin, y estn obligados a permitir el acceso a sus redes de transmisin a otras empresas distribuidoras o generadoras.

    En el SICN existen nueve empresas distribuidoras, las cuales abastecen 2.4 millones de clientes finales. En este caso, todas las empresas de distribucin han sido privatizadas, quedando alguna participacin del Estado en algunas de ellas. En el Sisur, en cambio, existen tres empresas de distribucin (SEAL, Electro Sur Este y Electro Sur) las cuales pertenecen al Estado y sirven a 420,000 clientes, lo que representa el 17% del total nacional (ver cuadro 1.6).

  • Como ya hemos mencionado, en el sistema elctrico peruano el consumidor final puede ser un cliente libre o un cliente regulado, dependiendo si su demanda es mayor o menor a 1 Mw, respectivamente. En el caso de los clientes libres, stos pueden contratar libremente al suministrador de su energa, sea un generador o un distribuidor o, alternativamente, instalar su propia unidad de generacin.

    Entre 1990 y 1998 el nmero de clientes libres (tanto de generadoras como de distribuidoras) se ha incrementado de 189 a 211, es decir en 12%, mientras que el nmero de clientes regulados lleg a ms de 3 millones a finales de 1998. Sin

  • embargo, las ventas de energa por empresa representan en el mercado libre el 44.58% mientras que en el regulado es 55.42%.

    3.2 La conformacin y evolucin de las tarifas

    Hasta inicios de la dcada de los noventa las tarifas elctricas se fijaban sobre la base de costos contables de las empresas de electricidad, aunque tambin eran fuertemente influenciadas por criterios polticos. La aplicacin de estos criterios polticos conllev a que las tarifas se encontraran en niveles inferiores a los costos de operacin de las empresas29, lo cual se tradujo en las fuertes prdidas que experimentaron las empresas del sector.

    La LCE, segn el procedimiento anteriormente explicado, determin una nueva modalidad para la fijacin de las tarifas de electricidad. Despus de una fijacin tarifaria provisional en mayo de 1993, en noviembre del mismo ao se emiti la

    29 En 1989 la tarifa elctrica cubra solamente el 39% de los costos medios de operacin de las empresas del sector.

  • Por su parte, las tarifas de las empresas distribuidoras (ver cuadro 1.9) han tenido un comportamiento acorde con la bsqueda de la eficiencia desde 1994, habiendo registrado en promedio una tendencia a la baja. En 1994 las tarifas cubrieron en un 99.5% los costos econmicos, y experimentaron un crecimiento

    primera resolucin de tarifas en barra por parte de la CTE, fijndose definitivamente las tarifas por un perodo de cuatro aos. Para este proceso de fijacin de tarifas la CTE elabor el denominado Programa de Garanta Tarifaria que fijaba, en su captulo C, las tarifas de distribucin elctrica. En setiembre de 1997, la CTE fija una nueva tarifa de distribucin despus de estimar el VNR de las empresas de distribucin elctrica.

    En cuanto a la evolucin de la tarifa en barra, se puede afirmar que ha tenido un comportamiento irregular durante el perodo comprendido entre noviembre de 1993 y mayo de 1999 (ver grfico 1.3). Se puede observar que el precio logr su valor mximo en noviembre de 1995 (4.81 centavos de dlar por Kw/h) y su nivel mnimo en mayo de 1999 (3.46 centavos de dlar por Kw/h), de manera que la variacin acumulada para todo el perodo, en dlares corrientes, es de 14.4%.

    Como la tarifa en barra incorpora las futuras inversiones en energa, la disminucin observada en los ltimos meses puede revertirse debido a la postergacin de la puesta en marcha del proyecto de explotacin del gas de Camisea, el cual estaba previsto para el 2001.

  • de 11.4% en el ao30. A partir de entonces la tarifa promedio ha registrado un crecimiento inferior a la inflacin, aprecindose incluso una tendencia a la baja en las tarifas comercial y residencial desde 1996, y desde 1998 en la tarifa industrial.

    Es interesante comparar los precios en el Per con los precios medios y mrgenes de distribucin de algunas empresas de distribucin de Sudamrica, los cuales se pueden apreciar en el cuadro 1.10. Los valores mostrados en el cuadro corresponden a los precios medios de venta al usuario final (venta), el costo de produccin (generacin) y transporte (transmisin) que debe pagar el distribuidor (compra), el margen medio percibido por las empresas distribuidoras durante 1997, las ventas promedio, el porcentaje de crecimiento de las ventas y la inversin promedio por cliente para seis empresas de distribucin: Chilectra (Chile), Edesur (Argentina), Edelnor (Per), Cerj (Brasil), Coelce (Brasil) y Codensa (Colombia).

    Se puede observar que el precio medio de compra (generacin ms transmisin) ms alto, es decir, el precio en barra incluido el peaje, corresponde a Edelnor, con un precio de compra de 4.2 centavos de dlar por Mw/h. Esto sucede debido a que los precios de generacin en el Per se fijan sobre la base de costos marginales. El COES busca atender la demanda al ms bajo costo operativo y lo hace a travs de centrales hidrulicas de muy bajo costo operativo. Sin embargo, cubre la punta de la demanda con centrales trmicas que trabajan con diesel; en otros trminos, se pasa de un modelo de costos marginales de una energa muy

    30 El incremento registrado por las tarifas mximas fue inferior a la tasa de inflacin registrada en el ao, que fue de 15.38%.

  • Sin embargo, un anlisis de la evolucin de la tarifa promedio de energa por sectores evidencia que, hacia finales de 1998, la tarifa promedio del sector residencial en el Per fue menor a la de Argentina y Chile, pero mayor a la de Ecuador y Colombia debido, principalmente, a la existencia de subsidios cruzados en dichos pases. Las tarifas promedio de los sectores industrial y comercial registran un comportamiento similar, siendo la tarifa del Per menor a la de Argentina, Chile y Colombia, pero mayor a la de Ecuador32.

    Por ltimo, un aspecto que merece ser considerado es que el nivel de las tarifas elctricas ha permitido atraer capitales extranjeros y, por consiguiente, que las empresas elctricas obtengan rentabilidad de acuerdo al nivel de riesgo asumido.

    Sin embargo, es difcil establecer con precisin la rentabilidad de las empresas de distribucin. Resulta complicado calcular la rentabilidad sobre la base de uno o dos estados financieros auditados y, peor an, cuando los activos fijos de las empresas han sufrido profundas transformaciones. Adicionalmente, varias de las

    31 Esta situacin debiera ser revertida en la medida que se desarrollen los proyectos de gas natural de Camisea y Aguayta los cuales reconvertiran el parque generador para la utilizacin del gas en vez del diesel, logrando costos de operacin menores que redunden en menores precios de venta de energa a los distribuidores y, por lo tanto, en menores precios finales a los usuarios.

    32 Evaluacin del proceso de privatizacin del sector elctrico. Copri. Febrero 2000.

    barata (agua) a una energa muy cara (diesel) y no existen plantas de costo intermedio que permitan obtener precios de generacin menores31.

  • empresas han sufrido fusiones o divisiones con la consiguiente complicacin directa sobre el patrimonio y la depreciacin de activos.

    En ese contexto, resulta Interesante citar la Ley 26283, que exonera del pago de impuesto a la renta la revaluacin de activos en caso de fusin o divisin de empresas. Esta revaluacin de activos trae como consecuencia el aumento de las cargas por depreciacin, lo cual disminuye el impuesto a la renta. As, por ejemplo, Edelnor y Luz del Sur procedieron a la revaluacin voluntaria de activos en setiembre y diciembre de 1994, respectivamente. Posteriormente, Luz del Sur absorbi a Ede-Caete e Inmobiliaria Luz del Sur. Por su parte, Edelnor se fusion con Ede-Chancay en julio de 1996.

    Debido a estas razones, se puede observar considerables niveles de rentabilidad en las empresas distribuidoras. Un estudio realizado por Macroconsult33 muestra que para el caso de Luz del Sur, una simulacin del estado de prdidas y ganancias para un escenario base que no contempla variacin en el VAD refleja que la empresa alcanzara el margen operativo obtenido en 1996 (14.7%) hacia finales del 2001 (14.4%). En el mismo estudio, se afirma que Edelnor observara un comportamiento similar. Segn el estudio, los mrgenes operativos de 1997 (12.6%) podran ser alcanzados a mediados del 2001, aun si no hubiese mejora en el VAD.

  • 1. Anlisis de la Ley de Concesiones Elctricas

    1.1 El marco legal

    En el Per, la LCE y su reglamento (DS 009-93-EM del 25 de febrero de 1993) no slo constituyen las leyes marco de la regulacin en el sector elctrico, sino que adems describen las metodologas que se deben utilizar para obtener los precios mximos de generacin, transmisin y distribucin. Dicha ley presenta 11 ttulos, de los cuales en el Ttulo V se presentan las metodologas para el establecimiento de los precios mximos. Sin embargo, nos concentraremos en los artculos 63- al 81 (ver anexo 2), los cuales renen los pasos a seguir para la fijacin de los precios mximos de distribucin.

    Segn la ley, el precio de la energa que pagan los usuarios tiene dos componentes: la tarifa en barra y el VAD (artculo 63a). La tarifa en barra corresponde simplemente al precio que pagan los distribuidores a los generadores, incluido el costo de transmisin. El VAD, por su parte, corresponde al valor adicional que debe agregarse a la energa en la forma provista por el generador para que llegue a todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que se abastezcan del distribuidor.

    El artculo 64s de la LCE indica: el VAD se basar en una empresa modelo eficaz y considerar los siguientes componentes:

    Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energa.

    Prdidas estndares de distribucin en potencia y energa. Costos estndares de inversin, mantenimiento y operacin asociados a la

    distribucin, por unidad de potencia suministrada.

    Es importante destacar que, segn el artculo 65, el costo de inversin ser la anualidad del VNR del SEA (VNR-SEA), considerando su vida til y la tasa de actualizacin establecida en el artculo 69 (12%) de la ley.

  • El artculo 66s seala que la fijacin de los VAD se debe realizar para cada sector de distribucin tpico. El MEM, mediante Resolucin Directoral N 101-97- EM/DGE, estableci cuatro sectores de distribucin tpicos de acuerdo a la densidad de la poblacin de cada sector. As, el artculo 67a afirma que los componentes sealados en el artculo 64 se calcularn para cada sector de distribucin tpico, mediante estudios de costos encargados por los concesionarios de distribucin a empresas consultoras precalificadas por la CTE, la que elaborar los trminos de referencia correspondientes y supervisar el avance de los estudios. Los estudios de costos considerarn criterios de eficiencia de las inversiones y la gestin de un concesionario operando en el pas

    Segn el artculo 68a, la CTE, recibidos los estudios, comunicar a los concesionarios sus observaciones si las hubiere, debiendo stos absolverlas en un plazo mximo de 10 das. Absueltas las observaciones o vencido el trmino sin que ello se produjera, la CTE establecer los VAD para cada concesin, utilizando factores de ponderacin de acuerdo a las caractersticas de cada sistema.

    Luego, segn el artculo 69a, con los VAD, obtenidos segn los artculos precedentes, y las tarifas en barra que correspondan, la CTE estructurar un conjunto de precios bsicos para cada concesin.

    En otras palabras, el VNR-SEA usado en este primer clculo no es uno real sino uno imaginario, correspondiente a una empresa modelo eficiente operando en algn sector tpico. A partir de estos clculos se calculan los precios bsicos para lograr que el concesionario imaginario obtenga un 12% de retorno.

    Seguidamente, el artculo 70 se encarga de estimar la tasa interna de retorno (TIR) de los concesionarios: la CTE calcular la TIR para conjuntos de concesionarios considerando un perodo de anlisis de 25 aos y evaluando:

    Los ingresos que habran percibido si se hubiesen aplicado los precios bsicos a la totalidad de los suministros en el ejercicio inmediato anterior.

    Los costos de operacin y mantenimiento exclusivamente del sistema de distribucin, para el ejercicio inmediato anterior, incluyendo las prdidas.

    El VNR de las instalaciones de cada empresa, con un valor residual a cero.

    El siguiente paso consiste en un chequeo de rentabilidad del conjunto de concesionarios. As, el artculo 71a afirma que si las tasas, antes calculadas, no difieren en ms de cuatro puntos porcentuales de la tasa de actualizacin sealada en el artculo 79a de la presente ley (12%), los VAD, que les dan origen, sern definitivos. En caso contrario, estos valores debern ser ajustados proporcional- mente, de modo de alcanzar el lmite ms prximo superior o inferior.

  • Con estos considerandos la CTE fijar y publicar las tarifas definitivas de distribucin y sus frmulas de reajuste mensual, las que entraron en vigencia el 1 de noviembre pasado. Las tarifas y sus frmulas de reajuste tendrn una vigencia de cuatro aos (la primera fijacin fue en noviembre de 1997), y slo podrn recalcularse si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el perodo de su vigencia.

    Finalmente, el artculo 76a de la LCE aclara la definicin del VNR citada en el artculo 70a. As, el artculo 76a indica que el VNR, para fines de la presente ley, representa el costo de renovar las obras y bienes fsicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologa y precios vigentes, considerando adems:

    Los gastos financieros durante el perodo de la construccin, calculados con una tasa de inters que no podr ser superior a la tasa de actualizacin, fijada en el artculo 79a de la presente ley (12%).

    Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas.

    Los gastos por conceptos de estudios y supervisin.

    Para la fijacin del VNR, los concesionarios presentarn la informacin susten- tatoria, pudiendo la CTE rechazar fundadamente la incorporacin de bienes innecesarios.

    1.2 Espritu de la ley

    Al analizar la LCE se puede apreciar claramente un proceso de dos etapas en la fijacin de tarifas: el artculo 64a habla de un VNR del sistema econmicamente adaptado, esto es, de una empresa modelo eficiente, mientras que en el artculo 70a se habla de un VNR correspondiente a las instalaciones de cada empresa. Es decir, en una primera etapa se hace el clculo de un VAD para una empresa modelo eficiente. De all surge una primera estimacin de tarifas. En la segunda etapa, la ley obliga a calcular el TIR que obtendran las empresas concretas, calculando esto ltimo usando el VNR de las instalaciones de cada empresa y utilizando la primera estimacin 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 ajustar hacia abajo para lograr el 16%.

    El grfico 2.1 ilustra el procedimiento anteriormente explicado.

    Dentro de este contexto cabe cuestionarse cul es la lgica de contar con un proceso de dos etapas. La lgica econmica es simple y directa, y nace de la necesidad de conciliar dos objetivos bsicos que deben estar presentes en toda regulacin:

  • Eficiencia: que el servicio sea prestado con la mnima inversin y a los menores costos operacionales posibles. Es decir, en trminos de la ley, que en un plazo determinado (25 aos segn el artculo 70a) se promueva la modernizacin y expansin de la red de tal manera que para una calidad estipulada de servicio se cobre al usuario el menor precio posible.

    Atraccin de capital: que exista una justa rentabilidad y certidumbre, de modo tal que el inversionista privado efectivamente realice en el tiempo las inversiones requeridas.

    La conciliacin de ambos objetivos requiere combinar instrumentos de poltica distintos, y de all surgen precisamente las dos etapas antes referidas.

    En efecto, si slo nos preocupramos del primer objetivo, entonces se fijara una tarifa tal que le otorgue una rentabilidad dada a una empresa modelo eficiente (12% sobre activos fijos), considerando nicamente el VNR del SEA. Si las inversiones efectivas realizadas por la empresa privada son mayores a esa inversin mnima que surge de la empresa imaginada por la ley, se tratara de un problema del inversionista privado: la nica forma de acercarse a la rentabilidad

  • del 12% sera modificando las inversiones en la direccin de la inversin estimada en la empresa modelo eficiente. Si se actuara nicamente de esta forma, el sistema se prestara para discrecionalidades, abusos y desalentara la inversin y dejara de atraer capital (no se cumplira el segundo objetivo).

    Por otro lado, si slo nos preocupramos del segundo objetivo, la solucin sera fcil y directa: se fijara una tarifa que otorgue una rentabilidad de 12% a las inversiones efectivas realizadas por la empresa. En este caso, si bien se logra plenamente el segundo objetivo, se atenta contra el primero, pues se generan incentivos para la sobreinversin ya que cualquier inversin sera reconocida por el regulador.

    Para que el espritu de la LCE sea recogido y aplicado correctamente, es necesario que existan dos instancias diferentes para estimar, por un lado, el costo de inversin de la empresa ideal eficaz (SEA) y, de otro lado, las instalaciones reales de las empresas considerando la tecnologa y precios vigentes. Para ello se emplea el concepto del VNR (el costo de renovar las obras y bienes fsicos para prestar el mismo servicio). Si bien el concepto de VNR es nico, en la LCE se aplica en dos instancias a conceptos diferentes. En primer lugar, para lograr el objetivo de eficiencia se calcula el VNR del SEA y con ello se propone un VAD. En segundo lugar, se verifica que dicho VAD otorgue una rentabilidad adecuada a las empresas, por lo que se debe calcular el VNR de las instalaciones de la empresa a tecnologa y precios vigentes (Grade, 1998).

    Si slo se calculara el VNR-SEA se obviara el segundo paso de la ley, y nicamente se aplicara el mtodo de regulacin por comparacin con una empresa eficiente-ideal (benchmarking)34 es decir, se ignorara el componente de la regulacin que se inspira en asegurar una tasa interna de retorno que permita recuperar la inversin. Por el contrario, si solamente se estimara el VNR de las instalaciones a precios y tecnologas vigentes, entonces slo se aplicara el mtodo de regulacin de fijacin de una tasa interna de retorno predeterminada y se desconocera el objetivo de eficiencia para la prestacin del servicio. La ley contempla un procedimiento a travs del cual las empresas concesionarias deben presentar la informacin necesaria sobre sus instalaciones, de manera que la CTE verifique dicha informacin y de forma fundamentada pueda retirar aquellos bienes que considera innecesarios o excesivos, as como adecuar las instalaciones a la tecnologa y precios vigentes.

    34 Este mtodo de regulacin se explica con detalle en el siguiente captulo.

  • 2. La prctica aplicada por la Comisin de Tarifas Elctricas

    2.1 Antecedentes

    Desde la promulgacin de la LCE en diciembre de 1992, la CTE se aboc a calcular una tarifa elctrica para el pas, a pesar de que el sector elctrico an no estaba fragmentado en las actividades de generacin, transmisin y distribucin. Para lograr estos fines, es decir, para fijar una tarifa elctrica, la CTE elabor un proyecto denominado Programa de Garanta Tarifaria. En este programa se determin una tarifa de distribucin para las empresas del pas.

    Este estudio fue realizado entre finales de 1992 y principios de 1993, con el objetivo de brindar una tarifa de distribucin de electricidad para la posterior privatizacin de las empresas. As, los inversionistas de ese entonces estimaron los precios a pagar por ellas, proyectando cierta evolucin tarifaria de acuerdo a la metodologa utilizada en el precitado programa.

    En 1994 la CTE promulg la Resolucin N 001-94 P/CTE, en la que se pronuncia respecto a la composicin de las redes de baja tensin en el sector tpico 1 (alta densidad): En el sector tpico de alta densidad se han sustituido aquellas redes subterrneas en lugares donde no se justifican por redes areas. Para el caso de las redes de media tensin se verific que la composicin inicial de 33% de redes areas y de 67% de redes subterrneas no se encontraba justificada ya que existan zonas perifricas donde era factible emplear redes areas reconocindose, por tanto, como red adaptada para la primera regulacin tarifaria una composicin de 73% de redes areas y 27% de redes subterrneas.

    La justificacin para esta decisin fue que cuando en 1992 se intent crear una ley para el sector elctrico, la CTE encontr una red ineficaz y sobredimensionada. Era injusto, entonces, reconocer ese valor real de la infraestructura pues esto se traducira en altas tarifas para pagar esa inversin. As, en Chile esas inversiones fueron valoradas a nuevo valor, lo que era excesivamente oneroso e ineficaz. En el Per no se reconocieron las ineficiencias y se dio un plazo prudencial (cuatro aos) para que las empresas se adecuaran al sistema eficaz.

    Ntese que la resolucin prcticamente invierte la composicin real de las redes de MT con el objetivo de que el usuario no tenga que cargar con las ineficiencias del pasado y de paso presiona a las empresas concesionarias a realizar inversiones eficaces.

    Asimismo, el anexo 3 de la citada resolucin explica la metodologa de aplicacin para el clculo del VNR-SEA: Para la primera fijacin tarifaria, la CTE, mediante un modelo, obtuvo los VNR para cada concesin de distribucin en

  • funcin a la informacin preliminar que fuera alcanzada por las empresas distribuidoras, aplicando los correspondientes criterios de optimizacin segn el sector tpico al que corresponde el sistema elctrico correspondiente. Las empresas de distribucin debern presentar la Informacin definitiva considerando lo antes indicado. La obtencin del VNR de los sistemas de distribucin permite efectuar la verificacin de rentabilidad del conjunto de concesionarios similares, el mismo que en la primera fijacin estuvo en el rango previsto en la ley.

    Luego, como se puede desprender de lo anterior, la Resolucin 001-94 fij el VNR de las empresas sobre la base de la informacin preliminar proporcionada por las empresas distribuidoras.

    2.2 Fijacin de tarifas de 1997

    La controversia entre la CTE y las empresas distribuidoras de Lima Metropolitana surgi con la actualizacin del VNR que la CTE realizara en setiembre de 1997, como parte del proceso de fijacin tarifaria que le encarg la LCE.

    2.2.1 Resolucin N 014-97 P/CTE

    El 26 de setiembre de 1997 fue publicada en el diario oficial El Peruano la Resolucin Ng 014-97 P/CTE (ver anexo 3), en la cual se fijaba el VNR de las empresas de distribucin elctrica de todo el pas. En el cuadro 2.1 se presentan las cifras publicadas en la precitada resolucin.

    Dicho cuadro reporta los VNR totales para las empresas Edelnor y Luz del Sur en cada uno de los sectores tpicos a los cuales brindan servicio. El sector tpico 1 se refiere a las zonas de alta densidad como Lima Metropolitana; el segundo a sectores de mediana densidad (capitales de departamentos); el tercero al mbito urbano rural; mientras que el ltimo sector corresponde al sector rural.

  • A partir de este cuadro es fcil darse cuenta que para Edelnor el sector tpico 1 es el ms importante. Para Luz del Sur, ese sector es el nico al cual presta servicio. Cabe resaltar que los VNR de Luz del Sur y Edelnor sumados representan casi el 60% del VNR de todas las empresas distribuidoras del pas.

    2.2.2 Recurso de reconsideracin presentado por Edelnor

    El 6 de octubre de 1997 Edelnor present un recurso de reconsideracin contra la Resolucin 014-97 de la CTE. En el recurso se indica que el VNR fijado por la CTE para Edelnor representa el 43.7% del VNR presentado por la empresa como resultado de la correcta aplicacin de la LCE y su reglamento. Y se aade: La determinacin incorrecta del VNR puede conducir a una fijacin errnea del VAD de Edelnor y, en consecuencia, de las tarifas del servicio pblico de electricidad que le son aplicables. Esta situacin lesiona el inters econmico de Edelnor y de sus accionistas, entre ellos el Estado que es titular del 36.45% de su capital social, y pone en riesgo el inters general en la continuidad de la prestacin del servicio pblico de electricidad.

    Para afirmar esto, Edelnor present una fundamentacin explicada en el recurso de reconsideracin donde plantea que la LCE reconoce taxativamente la existencia de dos VNR, uno de los cuales corresponde al sistema econmicamente adaptado (VNR-SEA) y el otro corresponde al de la empresa concesionaria. Este ltimo VNR se estima sobre la base de la informacin que proporciona la concesionaria con respecto a las inversiones realizadas.

    Edelnor se apoya principalmente en el artculo 76a de la LCE para fundamentar su distincin entre las dos aplicaciones del concepto del VNR. Segn el recurso presentado, el artculo 76e define el VNR como el costo de renovar las obras y bienes fsicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologa y precios vigentes. Adems, no existe en la definicin del VNR del artculo 769 referencia alguna al sistema arbitrariamente adaptado que la CTE habra adoptado en la resolucin.

    La principal discrepancia metodolgica entre la CTE, y las empresas distribuidoras radica en la facultad de rechazar fundadamente la incorporacin de bienes innecesarios que indica el artculo 769 de la LCE. Segn el recurso de reconsideracin, esa facultad de actualizar las instalaciones y los valores sobre la base de precios y tecnologa vigente no debe permitir a la CTE crear una empresa modelo que no corresponda a la realidad de Edelnor. En otras palabras, lo que la compaa afirma es que la CTE desconoce las instalaciones reales existentes y recurre a una empresa modelo eficaz inexistente con la cual depura los bienes.

  • En resumen, los principales argumentos presentados por Edelnor y Luz del Sur consignados en el recurso de reconsideracin fueron los siguientes:

    La CTE ha actuado ilegalmente al aplicar los criterios del SEA a la determinacin del VNR para efectos del clculo de la TIR a la cual se refiere el artculo 70a de la LCE.

    El error de la resolucin consisti en que se confundieron los conceptos de VNR del artculo 76- de la LCE y en su lugar se aplic el concepto del VNR del SEA del artculo 65-,

    No existen uno sino dos conceptos de VNR en la LCE. La LCE reconoce taxativamente la existencia de dos VNR: uno correspondiente al SEA para el VAD (artculo 65- de la LCE) y otro para las instalaciones de cada empresa en el clculo de la TIR (artculo 70- inciso c de la LCE) y que ste ltimo se fija sobre la base de cifras reales.

    El uso de un VNR real constituye la nica garanta para los inversionistas. Si en el artculo 70 de la LCE se emplease el VNR del SEA, la verificacin de la rentabilidad no tendra ningn sentido, puesto que se estara comparando un modelo terico con otro modelo terico y obviamente la TIR que arroje dicha comparacin ser del 12% como seala el artculo 799 de la LCE.

    Para efectos de la definicin contenida en el artculo 76 de la LCE, renovar es ciertamente distinto de sustituir. En la renovacin, se trata de ios mismos bienes, mantenidos en todo aquello que no requiere cambio. As, por ejemplo, si se utilizan postes de distribucin de madera y de cierta dimensin, que coexisten con postes de otros materiales y dimensiones, pero tanto los unos como los otros cumplen su funcin, ambos constituyen tecnologa vigente.

    Los precios vigentes no son otros que los precios de mercado considerando la situacin real de los bienes.

    2.2.3 Resoluciones 015-97 P/CTE y 017-97-P/CTE

    El 11 de octubre de 1997 la CTE publica las resoluciones N 015-97-P/CTE y N 017-97-P/CTE, en respuesta a los recursos de reconsideracin presentados por Luz del Sur y Edelnor respectivamente, en las cuales declara fundado, en parte, los recursos de reconsideracin y, por ejemplo, en el caso de Edelnor incrementa su VNR en 14%.

    Para la CTE no existan dos conceptos de VNR sino slo uno, aunque precisa que lo utiliza en dos contextos diferentes, destacando los siguientes principales argumentos:

    A su criterio existe slo un concepto de VNR y ste es el que corresponde a la definicin contenida en el artculo 76a de la LCE. Por ello, cualquier

    Marco legal de la regulacin de precios en el sector de distribucin elctrica en el Per 49

  • interpretacin que pretenda sostener lo contrario no coincide con el texto de la LCE.

    La LCE emplea el concepto de VNR en el contexto del modelo de empresa eficaz utilizado para establecer el VAD para cada sector de distribucin tpico. El SEA es un sistema elctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energa, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio. Por lo tanto, el SEA es en s mismo el modelo de eficiencia hipottico que necesariamente debe corresponder a la empresa modelo eficiente utilizada para el clculo 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. Si bien la LCE no hace referencia al concepto de SEA al describir el VNR (a tomarse en cuenta para efectos del clculo de laTIR) s establece claramente que no se trata de una cifra histrica o de reproduccin, ni del valor reportado y calificado como real por el concesionario, sino es lo que corresponde a renovar las obras y bienes fsicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologa y precios vigentes, rechazando bienes innecesarios.

    2.2.4 Final del conflicto?

    Las empresas distribuidoras observan a la CTE el hecho de que no haya aplicado la secuencia que indica la LCE para fijar las tarifas, y que en la prctica ha asumido que la tarifa slo responde a aquella que debera corresponder a una empresa idealizada eficaz, sin realizar el ejercicio de consistencia tarifaria que contempla la ley para proteger la rentabilidad del negocio.

    Por su parte, la CTE afirma que la definicin legal del VNR comprende tres elementos que claramente indican su naturaleza: mismo servicio, tecnologa y precios vigentes y rechazo de bienes innecesarios. El artculo 76 seala que se trata de renovar para prestar el mismo servicio con tecnologa y precios vigentes. Tcnicamente dicha renovacin no puede limitarse a reponer la obra o bien con elementos obsoletos o ineficaces, sino a garantizar un servicio equivalente (mismo servicio) tanto en capacidad adecuada a la demanda y con calidad de servicio similares.

    Este problema, que revela falta de comunicacin entre el organismo regulador y las empresas reguladas, es el que ha ocasionado la disputa sobre la metodologa aplicada por la CTE para estimar el VNR. En la prctica, la CTE, en lo que compete al ejercicio de consistencia tarifaria, ha estimado un VNR para las instalaciones de las empresas que es casi idntico al VNR-SEA de la primera etapa. As, se puede apreciar que la diferencia entre el VNR-SEA y el promedio de los VNR de las empresas del sector tpico 1 es de slo 0.02%.

  • La metodologa empleada por la CTE arroj los siguientes resultados:

    Por su parte, las empresas Luz del Sur y Edelnor presentaron valores de VNR iguales a 757,773 y 664,403 miles de dlares, respectivamente. As, se aprecia una notable diferencia entre los VNR presentados por las empresas y los VNR aprobados por la CTE. El cambio que explica estas diferencias est relacionado, principalmente, con el reconocimiento de la CTE de la red subterrnea de las empresas.

    La mayor parte de las redes de distribucin elctrica en Lima son subterrneas. Estas lneas son mucho ms caras que las redes reas35. Las empresas distribuidoras compraron esta infraestructura con esas caractersticas en 1994. En el primer proceso de fijacin de tarifas, que se llev a cabo en 1993 antes de la privatizacin, la CTE, al momento de estimar el costo de inversin, reconoci todo el porcentaje de la red subterrnea de baja tensin (BT) que equivale al 92% de la red. Las redes de distribucin en Lima estn compuestas por la red de media tensin (MT) y la red de baja tensin. La primera funciona como troncales o avenidas, mientras que la segunda est compuesta por lneas que abastecen directamente a los usuarios. La mayor parte de la red total est conformada por la red de BT, la cual constituye la mayor parte de la inversin de las empresas de distribucin elctrica.

    En 1993, si bien en el llamado Programa de Garanta Tarifaria-que realiz la CTE al amparo de una disposicin transitoria de la LCE para fijar las tarifas- no se reconoci gran parte de la red subterrnea que corresponde a MT, s se reconoci el ntegro de la red subterrnea de BT que, como se mencion anteriormente, constituye el 92% de la red de BT.

    En 1997, cuando se realiza el primer estudio de fijacin tarifaria y por primera vez la CTE tiene que estimar los VNR, se reconoce slo un 35% de la red de BT como

    35 Prcticamente la relacin de costos es de 2 a 1.

  • subterrnea y el resto como area. As, por ejemplo, en el caso de la zona de concesin de Edelnor para Lima Norte, a fines de 1997 la extensin total de la red de BT para servicio particular era de 6,233 Km. De stos, 5,713 Km eran subterrneos y slo 520 eran areos (Grade, 1998). Sin embargo, en su fijacin del VNR de las instalaciones de la empresa la CTE reconoci 2,276 Km de red subterrnea e imput 3,957 Km de red area, pues consider que esa era la distribucin adecuada segn los trminos de eficiencia. Este cambio origina una reduccin en la estimacin del costo de inversin y es el principal factor en las diferencias entre el VNR presentado por las empresas y el VNR aprobado por la CTE.

    Pero las discrepancias en ese punto no terminan aqu. Las empresas distribuidoras indican que en los costos de redes subterrneas slo se han considerado los costos de reposicin de veredas y no se ha tenido en cuenta los costos de reposicin de pistas, los que son sustancialmente ms caros que los anteriores. Adems, indican, no se ha contemplado la topologa de la red. Es decir, no se ha considerado que al levantar las redes de subterrneas a areas generalmente no se puede Ir por el mismo trazado y, por tanto, se incrementan sustancialmente los kilmetros de redes reemplazadas.

    Con respecto a este punto, la CTE, en las resoluciones citadas, indica que los costos de reposicin de pistas s han sido considerados y la topologa de la red est de acuerdo con la resolucin 001-94 P/CTE.

    Otra diferencia notable entre lo reportado por las empresas y lo reconocido por la CTE ocurre en el caso de las inversiones no elctricas. En este caso, los equipos de comunicaciones que present Luz del Sur (US$9 millones) no fueron reconocidos por la CTE en la resolucin sino hasta el nivel de inversiones no elctricas presentado por Edelnor (US$1.4 millones). Luz del Sur argumenta que su inver-

  • Como se observa, los valores aprobados por la CTE arrojan una TIR de 10.66% para Edelnor, que se encuentra entre 8% y 16%. Por tanto, estos clculos del VAD quedaron como definitivos. Por otro lado, el VNR presentado por las empresas arroja una TIR de 3.28%, valor muy inferior al mnimo de 8% ofrecido por la LCE.

    En cuanto a las tarifas finales se puede afirmar que, segn la fuente, si la CTE hubiera reconocido el VNR presentado por la empresa entonces las tarifas habran aumentado en un rango de entre 6% y 12%. La CTE, por su parte, indicaba que el crecimiento hubiera sido del orden del 16% al 20% si se reconoca tal cifra. Sin embargo, un anlisis de sensibilidad que d respuesta a esa pregunta ser desarrollado en el captulo 4.

    De lo anterior se desprende que existen muchas discrepancias entre lo reportado por las empresas y lo reconocido por la CTE. En algunos casos las diferencias son significativas tanto conceptual como econmicamente.

    sin en telecomunicaciones no tiene