Modelo conceptual y marco de trabajo para la mejora en la

Modelo conceptual y marco de trabajo para la mejora en la regulación y gestión de los sistemas eléctricos en el Perú

Eje temático 4: Sistemas de transmisión

Informe inicial por Alberto Pototschnig

14 de febrero del 2021

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Índice de contenidos

1. Introducción..................................................................................................... 3

2. Métricas para la evaluación del marco de trabajo organizativo y regulatorio para la transmisión eléctrica ................................................................................ 6

3. Variables de elección para la organización y la regulación de la transmisión eléctrica ................................................................................................................. 9

4. La organización y el marco regulatorio del sector de la transmisión eléctrica en el Perú ............................................................................................................ 16

4.1 Las instituciones que regulan el sector de la transmisión eléctrica del Perú

......................................................................................................................... 16

4.2 Organización de la industria ............................................................................ 17

4.3 Desempeño e incovenientes ........................................................................... 21

5. Medidas para mejorar la organización y la regulación de los sectores de la transmisión en el Perú ........................................................................................ 28

5.1 Planificación e implementación de la inversión para la sub-transmisión ....... 28

5.2 Infraestructura de las redes privadas (Redes no planificadas) ..................... 30

5.3 Planificación e implementación de la inversión para la transmisión ............ 31

5.4 Refuerzos ......................................................................................................... 32

5.5 Propiedad estatal de las distribuidoras ........................................................... 33

5.6 Tarifas de transmisión ..................................................................................... 34

6. La interconexión transfronteriza: un marco de trabajo conceptual ........... 38

6.1 Modelos de desarrollo para la interconexión transfronteriza ........................ 38

6.2 Modelos de operadores para la interconexión ............................................... 41

6.3 Diseño del derecho de transmisión ................................................................ 43

6.4 Recomendaciones .......................................................................................... 44

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1. Introducción

En el contexto del esfuerzo por promover la modernización del marco institucional y regulatorio del sector eléctrico peruano, la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Eléctrico (CRSE) planea elaborar un Documento/Libro Blanco para la Reforma hacia la Modernización del Sector Eléctrico Peruano, el cual cubrirá todos los aspectos relevantes de manera integral y consistente, recomendando medidas de modernización para asegurar, a través de señales institucionales y regulatorias, la seguridad del suministro, una incorporación incremental y sin contratiempos de las fuentes de energía renovables, la participación de la demanda y otros recursos distribuidos y el desarrollo coordinado de los sectores de electricidad y gas.

Teniendo en cuenta los iniciales y potenciales recursos financieros limitados, el Libro Blanco se desarrollará en etapas, comenzando con uno de los esperados primeros entregables del alcance general del trabajo, que es el desarrollo de Modelos/Marcos conceptuales fundamentales para cada una de las cuatro Principales Ejes Temáticos: (1) Fortalecimiento del marco institucional; (2) Transformación del Mercado Mayorista; (3) Innovación en distribución y comercialización; y (4) Simplificación/Modernización de la regulación de las redes de transmisión y su operación/gestión.

Este Informe propone Modelos y Marcos Conceptuales para mejorar la regulación y gestión del sistema de transmisión peruano (Eje Temático 4). Abordamos temas relacionados con el marco institucional para las actividades de transmisión (el rol de los diferentes organismos involucrados en la planificación e implementación del sistema), con la provisión de señales de precios según la ubicación (a través de tarifas de transmisión o precios de mercado) y con el rol de los distribuidores (en planificación e implementación de la subtransmisión) solo en la medida en que estos temas sean relevantes para la gestión y regulación efectiva y eficiente del sistema de transmisión en el Perú. Sin embargo, estas áreas se abordan de manera más orgánica en los informes complementarios sobre la Eje Temático 1 (Fortalecimiento del marco institucional), la Eje Temático 2 (Transformación del Mercado Mayorista) y la Eje Temático 3 (Innovación en la distribución y la comercialización).

La Figura 1 presenta el sistema de transmisión de electricidad en Perú, incluyendo su interconexión con los países vecinos.

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Figura 1. Sistema de transmisión eléctrico del Perú

Fuente: COES, Propuesta definitiva de actualización del plan de transmisión 2021 – 2030, Plan vinculante de transmisión – sistema de transmisión troncal.

Este Informe ha sido elaborado a partir de la información y los datos incluidos en el Informe: Esquema para la mejoría en la implementación de nueva infraestructura de transmisión eléctrica1, elaborado por expertos del Ministerio de Energía y Minas y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, el regulador de energía de Perú (en adelante: el Informe) También nos beneficiamos de las discusiones y las aportaciones de un panel de expertos de la industria del Perú. En la sección 2 revisamos las dimensiones en el desempeño que son relevantes para evaluar modelos organizacionales y regulatorios alternativos para el sector de transmisión eléctrica. En la sección 3 identificamos las características de la organización y el marco regulatorio que en mayor grado afectan el desempeño del

1 Se puede descargar desde: http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/6_20200804%201100%20200702- INF-Informe% 20transmision.pdf.

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sector. En la sección 4, presentamos nuestras percepciones de la organización actual y el marco regulatorio para la transmisión eléctrica en el Perú. En la sección 5 discutimos las medidas para abordar las deficiencias del marco organizacional y regulatorio actual para la transmisión eléctrica en el Perú. En la sección 6 proporcionamos un marco conceptual respecto a la interconexión transfronteriza.

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2. Métricas para la evaluación del marco de trabajo organizativo y regulatorio para la transmisión eléctrica

En este apartado repasamos los objetivos que se persiguen a través del diseño de la organización y regulación del sector de transmisión eléctrica. Más adelante evaluaremos los acuerdos actuales del Perú y desarrollaremos propuestas alternativas basadas en sus capacidades para cumplir estos objetivos acordados. Planificación eficaz

Se deben asignar responsabilidades relacionadas a la planificación y diseñar incentivos regulatorios de manera que se identifique el conjunto óptimo de actualizaciones de la red en cada momento. Esto requiere, entre otras cosas, que se tengan en cuenta los siguientes aspectos en la etapa de planificación:

• la demanda futura y suministro esperado de electricidad en cada ubicación;

• las limitaciones de planificación y medio ambientales (por ejemplo, reservas naturales a través de las cuales no pueden pasar las líneas de transmisión,…);

• los vínculos intersectoriales, como las interacciones entre la planificación del gas y la electricidad;

• los objetivos generales de desarrollo económico nacional, por ejemplo, objetivos de desarrollo social o industrial vinculados al acceso a la electricidad.

Lograr una planificación eficaz requiere que la parte responsable:

• esté informada sobre la evolución futura de la oferta y la demanda de

electricidad;

• tenga las competencias técnicas necesarias;

• tenga acceso a incentivos que alineen sus intereses con los objetivos públicos.

Los operadores del sistema juegan un papel central en la planificación de la transmisión de manera ubicua. Esto sucede porque los operadores del sistema están en una posición única para monitorear el desempeño del sistema de transmisión, de manera continua y en condiciones reales. De manera similar, las empresas de distribución tienen información privilegiada sobre las necesidades de desarrollo a nivel de la red de distribución, aunque, en general, los flujos de energía en los sistemas de distribución no se monitorean de manera continua, ya que la cantidad de recursos a suministrar (generadores y consumidores) conectados a las redes de distribución ha sido limitado hasta ahora.

Tradicionalmente, los reguladores supervisan el proceso de planificación llevado a cabo por los operadores del sistema y aprueban sus resultados, pero no participan directamente en la identificación de las necesidades de inversión. Sin embargo, los desarrollos tecnológicos (i) permiten progresivas mejoras operativas que pueden representar alternativas a las soluciones de inversión tradicionales para las necesidades del sistema y (ii) han llevado al surgimiento de soluciones fuera de la red para las necesidades del sistema. Por lo tanto, es posible que los operadores del sistema, especialmente si se integran con los propietarios de la transmisión, ya no sean actores

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neutrales en el proceso de planificación (puesto que pueden favorecer las inversiones sobre las mejoras operativas y las soluciones basadas en redes sobre otros tipo de soluciones). En este contexto, el desarrollo del sistema podría más bien asignarse a un grupo independiente o, al menos, estar sujeto a una mayor supervisión regulatoria del proceso aplicado.

Minimización del costo de inversión

Por costo de inversión nos referimos aquí a todos los costos necesarios para que la infraestructura de transmisión esté disponible. Los principales componentes de dichos costos son los costos de construcción y los costos de financiamiento.

Existen varios proveedores internacionales para los componentes de redes de transmisión y servicios de ingeniería. Por lo tanto, se puede tener confianza en la competencia para minimizar los costos de inversión. La adquisición de infraestructura de transmisión lista para operar, a través de licitaciones, es una práctica común. Por cierto, téngase en cuenta que los beneficios, como resultado de la competencia, para construir las instalaciones se pueden obtener independientemente de la organización de las actividades de transmisión, es decir, ya sea que se permita la competencia por el rol de 'operador de transmisión' para la nueva instalación, como sucede actualmente en el Perú, o que las operaciones de transmisión estén organizadas como un monopolio en una determinada zona geográfica, como suele ocurrir en Europa a escala nacional. En Europa, por ejemplo, las empresas que operan en sectores de servicios públicos con derechos exclusivos o especiales, incluidos los operadores de transmisión de electricidad, están obligadas por ley a utilizar licitaciones para adquirir grandes instalaciones.

Uso eficiente de las instalaciones existentes

La mayoría de las decisiones operativas sobre las instalaciones de transmisión las toma el operador del sistema. Estos van desde configurar el estado de los interruptores, que determina la topología de la red, hasta la calibración de los sistemas de protección, y desde configurar el estado de los equipos que afectan el voltaje, hasta programar el mantenimiento planificado y detectar cortes inesperados.

Dado que esas decisiones las toma el gestor del sistema, se puede esperar que su eficacia y eficiencia sean en gran medida independientes de la estructura del sector de transmisión y, en particular, del nivel de fragmentación de la propiedad de las instalaciones. Sin embargo, en la medida en que el propietario de la transmisión sea responsable de realizar los trabajos de mantenimiento, su costo y efectividad pueden verse afectados por la estructura de propiedad de las instalaciones de la red. De hecho, la fragmentación de la propiedad de las instalaciones puede conducir a costos de mantenimiento ineficazmente altos, al no considerar un aprovechamiento de las economías de escala. En la práctica, sin embargo, las tareas de mantenimiento se pueden reasignar fácilmente por contrato para lograr la minimización de costos; por ejemplo, un proveedor independiente de servicios de mantenimiento puede trabajar para varios propietarios de transmisiones y aprovechar las economías de escala. Además, si la construcción, la propiedad y el mantenimiento a lo largo de la vida de la

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instalación se licitan conjuntamente, como sucede en Perú, las economías de escala de las que disfrutan los operadores de transmisión más grandes pueden reflejarse en sus ofertas para que se obtenga una estructura de propiedad eficiente. Por cierto, téngase en cuenta que en caso de que las economías de escala en el mantenimiento fueran importantes, en proporción a los costos totales, los operadores de transmisión más pequeños o los nuevos participantes no ejercerían fuertes presiones competitivas sobre los grandes operadores de turno. Si ese fuera el caso: (i) el valor de las economías de escala no se transferiría a los consumidores, sino que los actuales operadores de transmisión se lo apropiarían y (ii) un argumento a favor de la asignación de nuevas inversiones mediante licitación sería más débil .

La Figura 2 resume los objetivos a perseguir a través del diseño de la organización y regulación del sector de transmisión eléctrica, como se presentó anteriormente.

Figura 2: Objetivos perseguidos mediante el diseño del marco regulatorio y la

organización del sector de transmisión eléctrica

Planificación efectivaCosto de inversión

mínimo

Uso eficiente de las

instalaciones existentes

• Pronóstico efectivo de la

demanda y la generación

• Adquisición de los

componentes de red y

servicios de ingeniería a costo

mínimo

• Operador del sistema tiene

control total de las

instalaciones

• Capacidades técnicas • Costo de capital mínimo• Estrategia de mantenimiento

óptima

• Coordinación entre la

transmisión - subtransmisión -

planificación de la distribución

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3. Variables de elección para la organización y la regulación de la transmisión eléctrica

En esta sección identificamos las características de la organización y el marco regulatorio que pueden incidir en mayor medida en el desempeño del sector de transmisión y que están bajo el control de las autoridades estatales.

Delimitación de actividades de transmisión y subtransmisión

La agrupación funcional estándar de las instalaciones de la red distingue entre instalaciones de transmisión, subtransmisión y distribución de la siguiente manera.

• Activos de transmisión:

o Instalaciones de Alta Tensión/ Muy Alta Tensión; o Topología y operaciones de red mallada o Los flujos de energía a través de los elementos de la red se invierten

con frecuencia, según las condiciones del sistema y el despacho de generación;

o Baja densidad de las instalaciones en el territorio

• Instalaciones de distribución:

o Instalaciones de Media Tensión/ Baja Tensión; o Topología y operaciones de red sin malla; o La energía fluye normalmente en una dirección

o Alta densidad de instalaciones en el territorio.

• Instalaciones de subtransmisión:

o Instalaciones de Alta Tensión con voltaje más bajo que las instalaciones

de transmisión2; o Conexiones de subestaciones más grandes, que están conectadas

directamente al sistema de transmisión principal, a subestaciones más pequeñas, a las que se conectan subestaciones de Media Tensión/ Baja Tensión3;

o Topología de red en malla con circuitos dispuestos en bucles; típicamente, los bucles funcionan como circuitos abiertos; en este caso, los bucles tienen un propósito de respaldo.

En el resto del informe, identificamos las instalaciones de transmisión, subtransmisión y distribución con base en esta descripción. Esto se presenta esquemáticamente en la Figura 3.

2 No existe un límite fijo entre la subtransmisión y la transmisión, o la subtransmisión y la distribución. Los rangos de voltaje se superponen ligeramente. Los voltajes de 60 kV a 130 kV se utilizan típicamente para la subtransmisión. A medida que evolucionaron los sistemas de energía, los voltajes que antes se usaban para la transmisión se usaron para la subtransmisión y los voltajes de subtransmisión se convirtieron en voltajes de distribución. En Perú, para fines de planificación de la transmisión, 33 kV y 60 kV se consideran de alta tensión. 3 Los clientes de Baja Tensión están conectados a estas subestaciones, los clientes de Media Tensión suelen estar conectados a estaciones de subtransmisión.

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Figura 3: Redes de transmisión y subtransmisión

La delimitación entre transmisión, subtransmisión y distribución es relevante en la medida en que las distintas actividades son desarrolladas por diversas empresas y están sujetas a distintos regímenes regulatorios. Primero, las asignaciones alternativas de las instalaciones pueden traer consigo diferentes necesidades de coordinación entre grupos independientes. Por ejemplo, la decisión de abrir una línea de subtransmisión que termina en una subestación de distribución puede requerir un procedimiento diferente dependiendo de si la línea y la subestación son propiedad de la misma empresa o de diferentes entidades. Además, la propiedad separada puede dar lugar a disputas, por ejemplo, sobre la responsabilidad de una interrupción, en caso de que esto haya causado costos a terceros o daños al equipo de red. Finalmente, operar con diferentes tipos de instalaciones puede requerir diferentes competencias; por ejemplo, parte del personal técnico puede estar calificado para operar instalaciones solo por debajo de ciertos niveles de voltaje. En este caso, la distribución de instalaciones de alto voltaje entre múltiples pequeñas empresas de distribución puede conducir a una duplicación ineficiente de equipos técnicos calificados para operarlos. En segundo lugar, las diferentes asignaciones de instalaciones pueden limitar el diseño de los mecanismos regulatorios. Por ejemplo, los esquemas basados en incentivos para mejorar la calidad del servicio son más fáciles de diseñar e implementar si todas las instalaciones que afectan las aspectos relevantes de la calidad están bajo el control del mismo grupo.

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En tercer lugar, las asignaciones alternativas de las instalaciones pueden dar lugar a diferentes incentivos para el desarrollo de la red, lo que posiblemente dará como resultado decisiones de desarrollo sub-óptimos. Por ejemplo, un distribuidor con ganas de invertir y que no opera activos de subtransmisión podría preferir realizar una inversión en instalaciones de distribución respecto a una mejora en la subtransmisión, aunque esta última es preferible desde la perspectiva del sistema.

En base a la experiencia internacional, en nuestra opinión, es difícil justificar diferentes acuerdos organizacionales y regulatorios para las instalaciones de subtransmisión y distribución. De hecho, desde una perspectiva técnica y funcional, las instalaciones de subtransmisión y distribución son similares en aspectos importantes, ya que las instalaciones de subtransmisión, como las de distribución:

• son parte de la ruta de la red unidireccional que entrega electricidad, desde el sistema de transmisión hasta los consumidores;

• en un caso u otro sirven un aspecto de consumo determinado, en lugar de conectar dos puntos de la red de transmisión principal; y

• a menudo se encuentran en las proximidades o dentro de los centros de consumo.

Finalmente, téngase en cuenta que se espera que la evolución de las tecnologías de consumo, generación y almacenamiento de electricidad impulsada por los objetivos de descarbonización haga menos evidentes las características distintivas de las redes de distribución y transmisión, a medida que se expanda la capacidad de los generadores y cargas a suministrar conectadas a las redes de distribución. Esto hará necesario implementar un monitoreo y control continuo de los flujos de energía en las instalaciones de distribución, como ocurre hoy en día con la transmisión. Las implicaciones de estos desarrollos en la organización y operación de las distribuidoras se abordan en el informe complementario sobre la Línea temática 3.

Competencia por el mercado o monopolio regulado

En la mayoría de los países europeos, la transmisión de electricidad está a cargo de monopolistas regulados, cada uno de los cuales cubre un área geográfica determinada. En este caso, el operador de transmisión actúa también como operador del sistema y es responsable (también) de planificar e implementar las actualizaciones del sistema de transmisión en su área de control. El regulador aprueba los planes de inversión del monopolista, determina los costos e ingresos permitidos por el operador y establece las tarifas de transmisión según corresponda .

Perú implementa un modelo alternativo para el sistema de transmisión principal, en el que el operador del sistema es responsable de planificar las actualizaciones de la red, y se depende de las licitaciones para:

• seleccionar la parte a cargo del desarrollo, la construcción, operación y mantenimiento de cada nueva instalación de la red. El ganador de la licitación se convierte en el "operador de transmisión" de la instalación, lo posee y opera bajo un régimen de Concesión, hasta que el activo se deprecie por completo;

• establecer el costo de construcción y operación del activo a lo largo de su vida.

Una comparación exhaustiva de los dos modelos está más allá del alcance de este

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proyecto. Nos limitamos a discutir características seleccionadas que pueden ser relevantes para evaluar el modelo de el Perú contra el modelo alternativo.

Primero, los costos de construcción representan una gran parte de los costos de transmisión y, como se argumentó en la sección anterior, la adquisición competitiva de las instalaciones de red es una práctica común, independientemente de cómo se seleccione el operador de transmisión. Por lo tanto, una gran parte de los costos es el resultado de un proceso competitivo incluso en un entorno de monopolio regulado.

En segundo lugar, los dos modelos difieren en cuanto a cómo se pueden proporcionar incentivos para la implementación oportuna de las actualizaciones de la red. En el contexto del monopolio, los reguladores pueden implementar e implementan esquemas de incentivos para promover la construcción oportuna de las instalaciones de red; tales esquemas condicionan parte de los ingresos del monopolista al logro de ciertos objetivos de inversión. En el escenario alternativo, basado en subastas, se pueden establecer sanciones financieras por demoras en la implementación y, en casos extremos de incumplimiento, el operador de transmisión seleccionado puede ser reemplazado por un competidor.

En tercer lugar, un modelo basado en la competencia por el rol de operador de transmisión puede conducir a una propiedad fragmentada de las instalaciones de la transmisión, en caso de que muchas empresas diferentes se adjudiquen los diferentes proyectos de expansión de la red. A este respecto, observamos que el desarrollo de la red troncal de transmisión normalmente requiere un número limitado de grandes inversiones. Además, el control centralizado del sistema de transmisión principal por parte del operador del sistema limita la necesidad de interacción directa entre los operadores de transmisión.

Por estas razones, según la información recopilada durante la presente asignación, consideramos poco probable que la fragmentación de la propiedad conduzca a ineficiencias operativas en el sistema de transmisión de Perú. Como se argumentó en la sección anterior, las operaciones de las instalaciones de subtransmisión tienen un impacto directo en el desempeño del sistema de distribución. Además, la supervisión y el control de las instalaciones de subtransmisión por parte del operador del sistema pueden limitarse, hasta el punto que los flujos de energía en esas instalaciones no afecten al sistema de transmisión principal. Esto significa que la función de coordinación realizada implícitamente por el operador del sistema a nivel de transmisión no se extiende al nivel de subtransmisión. Por estas razones, consideramos que la fragmentación de la propiedad de las instalaciones de subtransmisión ubicadas en la misma área de distribución puede aumentar los costos de coordinación y, en última instancia, afectar negativamente la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.

Operador del sistema de transmisión (OST) frente al operador del sistema independiente (OSI)

Las responsabilidades del operador del sistema incluyen:

• mantener la capacidad adecuada del sistema de transmisión a largo plazo, planificando las ampliaciones de red necesarias.

• despachar los generadores, cargas flexibles y activos de red para garantizar la

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continuidad del servicio, en condiciones de seguridad, a un costo mínimo.

El operador del sistema puede estar integrado o no con un operador de transmisión. El primer modelo, al que nos referimos como el "modelo OST", es adoptado en la mayoría de los países europeos, donde la transmisión de electricidad está organizada como un monopolio regulado. El "modelo OSI", en el que el operador del sistema está separado del operador o operadores de transmisión, está ampliamente implementado en los Estados Unidos.

El modelo OST generalmente proporciona las siguientes ventajas. Los costos de operación del sistema generalmente representan una pequeña parte de los costos totales de transmisión. Esto hace que sea difícil ofrecer fuertes incentivos económicos al operador del sistema sin el riesgo de provocar la quiebra de la empresa en caso de rendimiento insuficiente; un resultado que, en la práctica, sería imposible de hacer cumplir. Por lo tanto, se pueden proporcionar incentivos económicos más fuertes a un OST, dado el tamaño más grande de la empresa, en comparación con un OSI.

Además, cuando la misma empresa actúa como operador de transmisión y operador de sistema, el mismo esquema de incentivos podría abarcar la operación del sistema y los costos de operación de transmisión; por ejemplo, un límite de ingresos único para el OST basado en el costo total esperado (el enfoque "TOTEX") puede proporcionar los incentivos adecuados para elegir la mejor combinación de gastos de capital y operativos. Esto llevaría al OST a optimizar, por ejemplo, entre la compra de servicios complementarios a los generadores y la expansión de la capacidad de transmisión.

Con respecto al modelo OSI, las ventajas de este modelo se relacionan con la independencia del operador del sistema, que debería garantizar una neutralidad aún mayor al elegir entre actualizaciones de la red de transmisión y medidas alternativas para abordar las necesidades del sistema, como inversiones en distribución o adquisición de servicios complementarios de los generadores o cargas flexibles. En la práctica, en la experiencia europea, proporcionar incentivos económicos para minimizar el costo de operación del sistema ha resultado complicado, ya que es difícil evaluar el grado de control sobre los costos de los servicios complementarios del que disfruta el operador del sistema. Esta dificultad es en gran parte común a los modelos OSI y OST.

Además, no tenemos conocimiento de esquemas de incentivos regulatorios dirigidos a la actividad de planificación del operador del sistema; en cambio, la actividad de planificación del operador del sistema generalmente está sujeta a sanción mediante requisitos de transparencia, incluidas las obligaciones de llevar a cabo amplias consultas públicas y el requisito de justificar las actualizaciones planificadas de la red con un riguroso análisis de costo-beneficio. La independencia del operador del sistema parece cada vez más importante a la luz de los objetivos de descarbonización, que requieren una perspectiva multisectorial en la planificación energética. Finalmente, observamos que el modelo OSI es la opción más obvia en caso de que la propiedad y las operaciones de la red se distribuyan entre múltiples operadores de

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transmisión, como es el caso del Perú, puesto que no existe un operador de transmisión para fusionarse con el operador del sistema. Propiedad estatal vs propiedad privada La estructura de propiedad de los operadores de red puede afectar el desempeño de la empresa en caso de que las empresas estatales y privadas estén sujetas a diferentes restricciones en las siguientes áreas:

• acceso a la capital;

• procesos de adquisiciones y decisiones de inversión;

• planes de compensación de la gestión.

Estructura de tarifas de transmisión

La estructura de costos de transmisión y subtransmisión se caracteriza por grandes costos fijos y costos marginales (casi) nulos4. Las tarifas de transmisión teóricamente óptimas seguirían entonces el paradigma de fijación de precios de carga máxima, con:

• precio cero en momentos en los no se utiliza toda la capacidad; y

• precio (s) de racionamiento de la demanda de transmisión cuando la capacidad se utiliza en su totalidad; en algunos mercados, especialmente en los Estados Unidos, el precio de racionamiento surge al compensar el mercado de la electricidad sobre una base nodal. En caso de que la capacidad de transmisión entre dos nodos sea escasa, los precios de la electricidad en los nodos desaparecen hasta que la demanda (implícita) de servicios de transmisión entre los dos nodos se ajusta a la capacidad disponible. Como subproducto de la diferenciación de precios por ubicación, el operador del sistema recauda las rentas por escasez de transmisión. Esta forma específica de fijar el precio de la escasa capacidad de transmisión debería incorporarse en el diseño del mercado eléctrico mayorista, un tema que se aborda en el informe complementario de la Línea Temática 2.

En el equilibrio a largo plazo de un mercado de energía ideal sin fricciones, las rentas de escasez deberían pagar el costo fijo de la infraestructura de transmisión eficiente. En un entorno tan ideal, los precios de la electricidad por ubicación podrían regir las decisiones de desarrollo de inversiones comerciales, siempre que los derechos de transmisión a largo plazo se diseñen y apliquen de manera adecuada. En la práctica, las inversiones en activos de transmisión se caracterizan por importantes fricciones e incertidumbres, relacionadas, entre otras cosas, con la naturaleza desigual de estas inversiones y con la necesidad de coordinar la demanda de electricidad, la generación y el desarrollo de la transmisión. Como resultado:

• En todos los países, el desarrollo de la red de transmisión es en gran parte el resultado de la planificación, impulsado por los pronósticos de generación y

4 Excepto por las pérdidas

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consumo de electricidad del operador del sistema, así como por los estándares técnicos de confiabilidad y seguridad, más que por la oferta y demanda del mercado de servicios de transmisión;

• La implementación de los precios de la electricidad por ubicación sirve para hacer cumplir el despacho de generación eficiente, pero juega un papel limitado en la cobertura de los costos de transmisión.

En este contexto, enviar señales económicas eficientes a través de tarifas de transmisión no es crucial; el diseño de las tarifas de transmisión, entonces, refleja principalmente los objetivos de recaudación de los ingresos permitidos del operador de transmisión y de una asignación justa de costos entre los consumidores5. Evaluaremos el sistema tarifario de transmisión implementado en Perú de acuerdo a su capacidad para lograr dichos objetivos. La Figura 4 resume las características de la organización y el marco regulatorio que tienen más probabilidades de afectar el desempeño del sector de transmisión y que están bajo el control de las autoridades estatales, como se presentó anteriormente.

Figura 4: Variables de elección para la organización del sector de transmisión eléctrica.

5 La equidad a veces se asocia con alguna noción de causalidad de costos. Esto motiva, por ejemplo, los intentos de diseñar las tarifas de transmisión de manera que los consumidores paguen una parte más alta del costo de transmisión, lo que contribuye a la demanda máxima del sistema.

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4. La organización y el marco regulatorio del sector de la transmisión eléctrica en el Perú

En esta sección presentamos nuestra comprensión de la organización actual del marco regulatorio para la transmisión de electricidad en Perú.

4.1 Las instituciones que regulan el sector de la transmisión eléctrica del Perú

Las principales instituciones que regulan el sector de transmisión eléctrico en el Perú son el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) y el Comité de Operación Económica del Sistema (COES - Comité para la Operación Económica del Sistema)

Las responsabilidades del MINEM en la transmisión eléctrica incluyen:

• aprobar el Plan de transmisión elaborado por COES y revisado por OSINERGMIN. El Plan de transmisión establece compromisos vinculantes de inversión para el desarrollo de la principal red de transmisión del Perú;

• aprobar los planes de desarrollo de transmisión propuestos por los concesionarios existentes fuera del Plan de transmisión;

• para desarrollar los Planes Nacional de Electrificación Rural (PNER - Planes de electrificación rural);

• activar el proceso de licitación para seleccionar a los inversores en nuevos activos de transmisión y subtransmisión.

OSINERGMIN es el regulador eléctrico de Perú. Las responsabilidades de OSINERGMIN en la transmisión de electricidad incluyen:

• revisar el Plan de transmisión, antes de que sea aprobado por el MINEM;

• elaborar un Plan de inversión en transmisión para las instalaciones de subtransmisión en cada zona de demanda, en base a los Planes de inversión presentados por las empresas distribuidoras y por los concesionarios de la transmisión que operan en la zona;

• establecer ingresos permitidos para inversiones que no son asignadas mediante

licitaciones;

• fijar tarifas para el acceso a las instalaciones de transmisión privadas y operadas por terceros, en caso de desacuerdo entre el operador de la instalación y la parte que solicita el acceso;

• fijar tarifas de transmisión para los consumidores finales de electricidad.

COES es el operador del sistema de transmisión de Perú y el operador del mercado spot6. Las responsabilidades de COES incluyen:

• preparar el Plan de transmisión;

• redactar los procedimientos que regulen el funcionamiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), a ser aprobados por OSINERGMIN;

• controlar las operaciones en tiempo real del SEIN, a través del centro de despacho (Centro Coordinador Nacional);

6 Ley 28832, Capitulo cuarto and Reglamento del COES.

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• coordinar los cortes por mantenimiento planificados por los generadores;

• determinar los volúmenes de electricidad inyectados y retirados por cada agente para propósitos de compensación.

La arquitectura institucional del Perú para la regulación de la transmisión eléctrica está en consonancia con las prácticas internacionales; no identificamos fallas en su diseño.

4.2 Organización de la industria

Delimitación entre actividades de transmisión y subtransmisión

En el Perú, diferentes grupos de instalaciones son relevantes para diferentes propósitos. Para fines de planificación, la agrupación relevante es:

• instalaciones incluidas en el Plan de transmisión; y

• instalaciones incluidas en los Planes de inversión

Esta agrupación coincide en gran medida con la clasificación estándar de transmisión / subtransmisión presentada en el apartado 3. La delimitación establecida por el Plan de transmisión, según Decreto Supremo N. 027-2007-EM, coincide con la caracterización funcional de la instalación de transmisión. RM N ° 051-2018-MEM / EM establece que las interfaces entre la red troncal de transmisión se hallan en el alcance del Plan de transmisión. Estas son las Instalaciones de transmisión de conexión (ITC), básicamente subestaciones primarias de las que parten las líneas de subtransmisión.

El resto de instalaciones de Alta Tensión, que se consideran subtransmisiones, están cubiertas por los Planes de inversión.

En el Perú, la infraestructura de subtransmisión también puede ser desarrollada por el sector privado fuera del proceso de planificación. Estos se denominan Redes no planificadas.

Las instalaciones de distribución en el Perú se definen en términos de nivel de voltaje y no de acuerdo con su función. El umbral de tensión de 30kV delimita la distribución en Perú; Dado que 30 kV es un nivel de tensión relativamente bajo, es probable que algunas instalaciones de Alta Tensión que figuran en los Planes de inversión desempeñen una verdadera función de distribución. En el Perú, las instalaciones de transmisión y subtransmisión se agrupan a efectos regulatorios de acuerdo con un criterio diferente. En particular, cada activo de transmisión o subtransmisión pertenece a una de las siguientes categorías: Sistema principal de transmisión (SPT), Sistema secundario de transmisión (SST), Sistema garantizado de transmisión (SGT), Sistema complementario de transmisión (SCT). Con limitadas excepciones, SPT y SGT incluyen instalaciones de transmisión, SST y SCT incluyen instalaciones de subtransmisión7. Dado que nuestras recomendaciones buscan distinguir sólo entre las instalaciones de transmisión y subtransmisión, no nos referimos a los grupos SPT, SST, SGT, SCT más

7 Por ejemplo, en caso de que se asigne una inversión en una instalación de transmisión como resultado de una manifestación de interés, en lugar de asignarla mediante licitación, la instalación califica como SCT; lo mismo se aplica a los refuerzos de las instalaciones de transmisión para los que el propietario la instalación ejerce su derecho de primera convocatoria en la ejecución.

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adelante en este informe.

El Perú implementa diferentes modelos organizacionales y regulatorios para las instalaciones de transmisión y subtransmisión. Cada modelo comprende un mecanismo predeterminado y un mecanismo alternativo para seleccionar quien implementa la inversión y determinar el costo permitido.

Transmisión

COES, el operador del sistema eléctrico del Perú, es responsable de identificar las mejoras de transmisión necesarias; estas están incluidos en el Plan de transmisión.

El mecanismo predeterminado para implementar el Plan de transmisión se basa en licitaciones competitivas. Cada licitación adjudica una Concesión para el papel de "operador de transmisión" de un elemento de red en el Plan de transmisión, por ejemplo, una nueva línea de transmisión o una subestación primaria. El operador de transmisión de la instalación desarrolla, construye y opera la instalación. Además, el operador de transmisión es propietario de la instalación hasta el final del período de la Concesión, cuando la instalación se transfiere al Estado de Perú, sin cargo. El operador de transmisión tiene derecho a recuperar el costo esperado, como una oferta en el proceso de licitación. Dicho costo se suma al requisito de ingresos permitidos que el regulador cumple a través de las tarifas de transmisión. El mecanismo alternativo para implementar el Plan de transmisión se basa en la regulación y funciona de la siguiente manera. Cualquiera de las partes podrá presentar al MINEM una manifestación de interés para implementar una inversión indicada en el Plan la transmisión, una vez aprobado el Plan. En este caso, los costos permitidos son establecidos por OSINERGMIN, de acuerdo con una metodología estándar de costos8. Estos proyectos se denominan "de iniciativa privada". Entendemos que, en la práctica, esta opción no es viable porque la parte adjudicataria del proyecto está sujeta a requisitos que son imposibles de cumplir dado el tiempo necesario para completar el proceso de permisos. De hecho, nunca se ha asignado ningún proyecto de acuerdo con este mecanismo. Por último, en caso de refuerzos, que supongan la rehabilitación de instalaciones existentes, el titular de la instalación tiene derecho de primera convocatoria sobre la inversión con un coste permitido establecido por OSINERGMIN. En caso de que no se ejerza dicho derecho, el proyecto se licita siguiendo el proceso estándar.

Subtrasmisión

OSINERGMIN es responsable de publicar un plan de desarrollo de subtransmisión para cada una de las 14 áreas de demanda en las que se divide el Perú. Para ello, OSINERGMIN coordina e integra los planes de desarrollo (los Planes de Inversión) presentados por las empresas distribuidoras y otros operadores de subtransmisión ubicados en la zona. Los Planes de Inversión no incluyen activos que conectan un generador al sistema; estos se desarrollan en la etapa de conexión y son pagados por el generador.

8 En la clasificación regulatoria, estas instalaciones califican como SCT-PT (como SCT-Plan de Transmisión).

19

El mecanismo predeterminado para regir la implementación de las inversiones de subtransmisión se basa en la regulación. OSINERGMIN asigna cada inversión a un operador y establece el costo permitido correspondiente, de acuerdo con una metodología de costos estándar9.

No hay indicios de que la metodología para evaluar el costo permitido utilizada por OSINERGMIN sea ineficaz, en términos de su capacidad para atraer capital, aunque los proyectos asignados por licitaciones parecen tener requisitos de retorno de capital más bajos que la referencia del 12% asumida por OSINERGMIN para calcular los costos estándar. El mecanismo alternativo se basa en licitaciones. El proceso se desencadena por una solicitud al MINEM para la cesión del proyecto mediante licitación competitiva, presentada por la parte que OSINERGMIN pone a cargo de la inversión en la etapa de planificación. El adjudicatario de la licitación recibe una Concesión para el papel de operador de subtransmisión para la nueva instalación y los costos permitidos igualan su oferta en la licitación. Esto significa que el número de operadores de subtransmisión en la misma área geográfica puede aumentar, a medida que nuevas empresas ganen licitaciones para construir nuevas instalaciones. A diferencia de las empresas de distribución, las partes que adquieren la condición de operadores de subtransmisión al ganar una licitación para una mejora de subtransmisión no están obligadas a presentar un Plan de inversión, pero tienen derecho a hacerlo.

Redes no planificadas

En Perú, cualquier generador o gran cliente puede construir activos de subtransmisión que no estén incluidos en los Planes de inversión o en el Plan de transmisión para conectarse a la red pública. Las disposiciones de acceso de terceros se aplican a esas instalaciones. OSINERGMIN resuelve las disputas entre los propietarios de los activos y el consumidor o generador conectado a la instalación, si son diferentes, así como entre el propietario del activo y las partes adicionales que requieren acceso a la instalación. La Figura 5 resume los roles y responsabilidades para la planificación e implementación así como los enfoques para establecer los costos permitidos para la transmisión y subtransmisión en el Perú, como se describió anteriormente.

9 En la clasificación regulatoria, estos activos califican como SCT-PI (como SCT-Plan de inversión).

20

Figura 5. Planificación de redes, implementación de inversiones y regulación en el Perú

Tarifas de transmisión

Los costos de transmisión (permitidos) se recuperan cobrando a los usuarios del sistema de transmisión, es decir, empresas de distribución, generadores y grandes consumidores conectados a la red de transmisión. La forma en que las empresas de distribución deben transferir los cargos de transmisión que pagan a los consumidores conectados a sus redes se aborda en el informe complementario sobre el Eje Temático 3. El costo del sistema de transmisión, más precisamente de los activos de SPT y SGT, se cobra a los generadores como el Peaje de conexión10, el cual es un componente de la tarifa en función de su nivel de inyección neta durante la hora pico mensual (Tarifa en barra). El costo de los activos de subtransmisión, más precisamente de los activos de SCT y SST, que conectan un generador al sistema lo paga el generador.

El costo de los activos de subtransmisión, más precisamente de los activos de SCT y SST, que conectan un sistema de distribución al sistema de transmisión se cargan a la empresa distribuidora, con base en los retiros de energía. Como todos los proveedores de servicios de subtransmisión en la misma área de demanda cobran la misma tarifa, existe un sistema de pago adicional que garantiza que cada uno de ellos recaude ingresos netos iguales al costo permitido. La carga de los generadores en función de sus inyecciones netas en la hora pico del sistema es una forma indirecta de transmitir señales de escasez de transmisión a los consumidores de electricidad. La idea es que en un entorno competitivo, un generador aumente su precio ofertado en el mercado spot para la producción en horas pico, mediante las tarifas de transmisión unitarias. De esta forma, la estructura del tiempo

10 Se cobra un componente adicional de la tarifa, basado en el valor de ubicación de la electricidad, para cubrir las pérdidas de transmisión (Ingreso Tarifario).

PlanificaciónImplementación (Mecanismo

predeterminado / alternativo)

Ingresos permitidos

(Mecanismo

predeterminado /

alternativo)

Trasnmisión COES (Plan de Transmisión )Licitaciones competitivas/

iniciativa privada

Oferta de licitación/

Regulación (costo

estándar)

SubtransmisiónOSINERGMIN (Planes de

inversión)

Asignación a cargo de

Osinergmin/ licitaciones

competitivas

Regulación (costo

estándar/ Oferta de

licitación)

Redes no planificadas Desarrollador privado Desarrollador privado

Acuerdo privado/

Osinergmin en caso de

disputas

21

de las tarifas de transmisión se reflejaría en el perfil de los precios mayoristas de la electricidad pagados por los grandes consumidores y por los minoristas, que luego los traspasarían a los consumidores.

4.3 Desempeño e incovenientes

Las siguientes tablas presentan información sobre la propiedad de las instalaciones de transmisión y subtransmisión en el Perú.

Tabla 1: Estructura de propiedad de las instalaciones de transmisión en el Perú (Fuente: basada en información entregada por OSINERGMIN)

Nombre de la compañía (Grupo)

KM de líneas (HV o HHV)

Capacidad del transformador MVA

Zona

ISA Perú (Grupo) 9,418 7,907 Norte

REDESUR (Grupo) 326 625 Sur

REDESUR (Grupo) 371 160 Norte

ATN S.A. 585 1,200 Sur

ABY Transmisión Sur S.A. 904 200 Sur

Compañía Minera Antamina Norte

San Gabán 325 Sur

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.

136

Sur

La Tabla 1 muestra que el sector de transmisión en Perú está altamente concentrado, lo que sugiere que el marco organizacional y regulatorio actual no ha llevado a una fragmentación excesiva de la propiedad, lo que podría ocasionar que las economías de escala no se exploten en su totalidad.

22

Tabla 2: Principales proyectos de desarrollo de transmisión desde 2006 (Fuente: basada en información entregada por OSINERGMIN)

La Tabla 2 muestra que solo dos de los mayores proyectos de desarrollo de redes desde 2006 han sido adjudicados, mediante licitaciones, a grupos distintos de los dos principales operadores, los grupos ISA y REDESUR. El resto de proyectos han sido adjudicados a empresas pertenecientes a estos dos grupos

El valor de los principales proyectos de inversión en instalaciones de transmisión desde 2006 se acerca a los 1.400 millones de dólares, lo que sugiere que la organización y el marco regulatorio de la transmisión eléctrica del Perú ha demostrado ser eficaz para atraer capital al sector.

Tabla 3: Estructura de la propiedad de las instalaciones de subtransmisión en Perú (Fuente: basada en la información entregada por OSINERGMIN) SST SCT Subtransmisión tot CR 1 - Lineas

por Área

CR 3 - Lineas

por Área

MS Estatal-

Lineas por Área

MS Distribuidores-

Lineas per Área Área de demanda

Titular Propiedad Tipo Suma de km Suma de MVA Suma de km Suma de MVA Suma de km Suma de MVA

1 ELECTRONOROESTE Estatal D 385 242 80 278 465 520

1 REP Privado T 136 185 0 100 136 285 64% 93% 81% 71%

1 ELECTROPERÚ Estatal G 75 40 75 40

1 ADINELSA Estatal D 47 40 47 40

2 ELECTRONORTE Estatal D 0 90 184 242 184 332

2 ELECTRO ORIENTE Estatal D 63 37 90 40 153 77

2 PEOT Privado T 117 26 35 0 153 26 35% 93% 71% 71%


2 REP Privado T 0 130 0 100 0 230

3 HIDRANDINA Privado D 1,030 474 270 631 1,300 1,105

3 CONELSUR Privado T 137 60 137 60

3 ETENORTE Privado T 17 23 17 23 88% 99% 1% 90%

3 ELECTRONORTE Estatal T 0 20 0 20

3 CHAVIMOCHIC Estatal D 17 11 17 11

3 REP Privado T 0 255 0 95 0 350

4 ELECTRO ORIENTE Estatal D 214 70 205 79 420 149 100% 100% 100% 100%

5 ELECTROCENTRO Estatal D 341 164 593 175 934 339

5 STATKRAFT Privado T 416 375 0 35 416 410

5 REP Privado T 154 97 0 50 154 147


5 SHAQSHA Privado T 53 0 53 0 53% 85% 59% 59%

5 CONENHUA Privado T 52 0 52 0


5 CEMENTO ANDINO Privado CL 13 20 13 20

5 ELECTROPERÚ Estatal G 0 0 0 0

6 ENEL DISTRIBUCION PERÚ Privado D 414 2,151 220 4,185 634 6,336

6 HIDRANDINA Estatal D 85 10 85 10

6 ADINELSA Estatal D 33 9 33 9 83% 99% 15% 99%

6 STATKRAFT Privado G 0 60 9 0 9 60


6 REP Privado T 0 90 0 100 0 190

7 LUZ DEL SUR Privado D 392 1,935 138 5,540 530 7,475 100% 100% 0% 100%

7 REP Privado T 0 0 0 0

8 ELECTRO DUNAS Privado D 420 162 41 252 461 414

8 REP Privado T 244 345 210 0 454 345

8 SEAL Estatal D 63 7 0 18 63 25 42% 90% 11% 58%

8 COELVISAC Privado D 0 20 62 25 62 45

8 ADINELSA Estatal D 52 7 0 0 52 7

9 SEAL Estatal D 179 182 101 499 280 681


9 ELECTROSUR Estatal D 42 1 42 1 62% 95% 76% 72%

9 EGASA Estatal G 18 60 18 60

9 REP Privado T 6 120 6 120

10 ELECTRO SUR ESTE Estatal D 369 104 325 200 694 304

10 REP Privado T 95 75 0 25 95 100 88% 100% 88% 88%

10 EGEMSA Estatal G 0 61 0 30 0 91

11 ELECTRO PUNO Estatal D 93 46 124 26 217 72 100% 100% 100% 100%

11 REP Privado T 0 151 140 0 291

12 ENGIE Privado G 69 600 69 600

12 REP Privado T 39 0 39 0 64% 100% 0% 0%

12 ELECTROSUR Estatal D 0 40 25 0 65

13 ELECTROSUR Estatal D 141 60 25 75 166 135 85% 100% 100% 85%

13 EGESUR Estatal G 29 0 29 0

14 ELECTRO UCAYALI Estatal D 7 85 27 60 34 145 100% 100% 100% 100%

Total 6,353 8,858 2,742 13,095 9,095 21,952

La Tabla 3 muestra que la propiedad de los activos de subtransmisión en el Perú presenta las siguientes características:

• concentración de propiedad de instalaciones en cada área de alta demanda: en todas las áreas, los tres más grandes concesionarios de subtransmisión poseen una participación que oscila entre el 85% y el 100% de las líneas;

• el papel preeminente de los distribuidores: con la excepción de la zona de demanda 12, las empresas de distribución poseen entre el 60% y el 100% de las líneas de subtransmisión del área en la que operan.

El desempeño en términos de implementación de las inversiones planificadas ha sido diferente para la transmisión y la subtransmisión. Según el Informe, alrededor del 75%11 del valor total de las inversiones previstas en los Planes de Transmisión emitidos a partir de 2006 se había implementado a diciembre de 2019. El desempeño en la implementación de inversiones en subtransmisión ha sido menos satisfactorio. El Informe destaca largos retrasos en la ejecución de las inversiones previstas en los Planes de inversión, en particular por parte de las distribuidoras estatales12. El Informe establece que:

- al final del período de 4 años cubierto por el Plan de inversión 2009-2013, las distribuidoras estatales habían ejecutado, en promedio, el 56% del valor de las inversiones previstas;

- a febrero del 2020, las distribuidoras públicas habían ejecutado, en promedio, el 58% de las inversiones previstas en el Plan de inversión 2013-2017 y el 6% de las inversiones previstas en el Plan de inversión 2017-2021

Esa evidencia sugiere que el modelo de gobierno para la inversión en redes de subtransmisión es imperfecto. A través de nuestra interacción con las partes interesadas, identificamos los siguientes problemas.

Aportes deficientes de parte de los distribuidores en la etapa de planificación

Se nos ha señalado que algunos distribuidores muestran un escaso compromiso para generar Planes de Inversión adecuados. El siguiente comportamiento reflejaría tal falta de compromiso:

• omisión en la presentación del Plan de inversión a OSINERGMIN;

• instancias de proyectos incluidos en el Plan de inversión de un distribuidor que son rechazados por el distribuidor en una etapa posterior del proceso de planificación.

También se sugirió que la falta de compromiso con la planificación de la subtransmisión por parte de los distribuidores puede deberse a los siguientes elementos:

• capacidades limitadas en planificación y diseño de redes de transmisión disponibles para los distribuidores;

• compromiso limitado para implementar inversiones en subtransmisión (se discute a continuación).

11 Página 33 Cuadro 5.1.1 del Informe.

12 Sección 5.2.1 del Informe.

25

Un consecuencia derivada de la falta de compromiso del distribuidor con la planificación de la subtransmisión puede ser que la participación de OSINERGMIN se vuelva más activa, posiblemente extendiéndose más allá de una mera función de coordinación.

En este caso, el alcance de la participación de OSINERGMIN en la planificación de la subtransmisión iría más allá del rol típico de los reguladores. Además, siempre que los recursos de OSINERGMIN sean los típicos de una agencia reguladora y no de un operador de red, los aportes deficientes de los distribuidores pueden afectar la calidad de los planes finales.

Deficiente desempeño de los distribuidores en la etapa de inversión

Se alegó que algunos distribuidores muestran un escaso compromiso para implementar las inversiones por las cuales OSINERGMIN les asigna la responsabilidad. El siguiente comportamiento reflejaría tal falta de compromiso:

• retrasos en la implementación de las inversiones asignadas;

• implementación de diferentes medidas para abordar los problemas que la inversión planificada debe atender, posiblemente bajo un régimen de emergencia que limita la realización de un análisis, con antelación, de las decisiones de inversión del distribuidor por parte de las autoridades financieras del sector público;

• omitió la presentación de un diseño subastable para una inversión que el distribuidor solicitó al MINEM reasignar mediante licitación.

En la discusión con las partes interesadas, se sugirió que los distribuidores del sector público en el Perú pueden ser más propensos a un desempeño deficiente en la etapa de inversión por las siguientes razones:

• acceso limitado al capital: las reglas para controlar la Deuda Pública limitan el acceso del sector público al financiamiento de largo plazo;

• procedimientos engorrosos para la evaluación de inversiones a fin de garantizar el uso eficaz de los recursos públicos. Esta evaluación incluye la valoración de la oportunidad y viabilidad del proyecto, así como de sus aspectos técnicos, económicos y sociales, realizada por el Ministerio de Economía y Finanzas (Invierte.pe);

• falta de flexibilidad en los mecanismos de contratación. Las empresas del sector público están sujetas a normas especiales de contratación, lo que da lugar a procedimientos de licitación complejos y prolongados, cuya variable de competencia es el precio más bajo, mientras que la idoneidad del contratista no puede tenerse en cuenta de manera adecuada.

Fricciones en el acceso de terceros a instalaciones privadas (Redes no planificadas)

La negociación bilateral para el acceso de terceros a activos privados genera fricciones que pueden llevar a retrasar o retirar los proyectos planificados que dependen de dicho acceso. Además, se identificaron los siguientes problemas asociados a la coordinación con la planificación de la transmisión troncal.

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Coordinación de planes de red

No se prevé formalmente ninguna coordinación entre la planificación de transmisión (Plan de transmisión) y la planificación del desarrollo de las instalaciones de transmisión por parte de sus propietarios bajo las disposiciones de Contractos-ley suscrita antes de la Ley 28832. Dicha planificación no sigue un proceso codificado, ya que se lleva a cabo en virtud de acuerdos contractuales entre el Estado y el concesionario. Esto parece ser una fuente de problemas, ya que se nos dice que la Red de Energía del Perú (REP), principal propietaria de la transmisión, regularmente propone proyectos bajo las disposiciones de Contractos-ley que son diferentes a los del Plan de transmisión. También entendemos que REP está legalmente autorizado a no participar en el proceso de planificación del COES que conduce al Plan de transmisión.

La planificación de la transmisión (Plan de transmisión) y el Plan de electrificación rural (Plan Nacional de Electrificación Rural) elaborado por el MINEM tampoco están coordinados. COES no participa en la planificación de la electrificación rural. La participación de los distribuidores se limita a un derecho de primera convocatoria sobre la implementación de los activos incluidos en el PNER para ser ubicados en sus respectivas áreas de distribución. Finalmente, el Reglamento de transmisión establece que el Plan de transmisión debe incorporar los Planes de inversión en su análisis con el fin de optimizar conjuntamente el sistema, técnica y económicamente. En particular, desde 2018 el Plan de transmisión cubre también las interfaces entre los sistemas de transmisión y subtransmisión, o ITCs13. La experiencia con las ITCs es todavía limitada y queda por ver en qué medida la planificación de las ITCs por parte del COES puede superar los límites de la planificación de subtransmisión presentados anteriormente.

Integración limitada de la planificación y el proceso de solicitud de conexión

Parece que las disposiciones sobre acceso a la red y planificación de la transmisión no están adecuadamente coordinadas. Esto puede llevar, por ejemplo, a implementar una mejora de la transmisión sin tener en cuenta las necesidades de conexión que (son conocidas pero) no se notifican al COES cuando se planifica y diseña la inversión. Un ejemplo relevante es el de una línea de transmisión diseñada para transferir grandes volúmenes de energía entre diferentes zonas del país que tuvo que seccionarse para atender una solicitud de conexión debido a una gran carga, reduciendo la capacidad de las líneas para realizar el servicio para el que estaba previsto. . Finalmente, también se han identificado problemas en relación con la implementación del refuerzo.

Refuerzos

Una licitación competitiva para seleccionar la parte que implementará un refuerzo puede resultar en la coubicación de activos propiedad de diferentes partes. Cuando eso sucede, la operación y el mantenimiento pueden plantear cuestiones de

13 RM Nº 051-2018-MEM/EM

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responsabilidad y complicaciones en la coordinación. Esto hace que participar en una licitación para implementar un refuerzo sea poco atractivo para otras partes que no sean los propietarios de la instalación a reforzar. En el Perú, el propietario del activo a reforzar tiene el derecho de primera convocatoria sobre la implementación de la actualización. Si se ejerce dicho derecho, OSINERGMIN determina el costo permitido con base en el presupuesto asumido por el COES en la etapa de planificación. El titular del activo también podría optar por no ejercer su derecho de primera convocatoria, contando con el hecho de que el proceso de licitación quedará desierto; esto permitiría al dueño de la instalación a negociar con OSINERGMIN o MINEM costos permitidos más altos que los ya presupuestados por COES. Esto puede resultar en una compensación excesiva para los refuerzos y tiempos de implementación más largos de lo necesario. Entendemos que, en algunos casos, el desacuerdo entre el regulador y los propietarios de la instalación sobre el costo de un refuerzo llevó al COES a retirar del plan el refuerzo, y reemplazarlo por otras medidas alternativas.

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5. Medidas para mejorar la organización y la regulación de los sectores de la transmisión en el Perú

En esta sección presentamos medidas para abordar las deficiencias del marco organizativo y regulatorio actual para la transmisión eléctrica en el Perú identificadas en la sección 4.

5.1 Planificación e implementación de la inversión para la sub-transmisión

En esta sección presentamos medidas para abordar las debilidades identificadas en la planificación e implementación de inversiones en subtransmisión en el Perú. Las cuestiones relacionadas específicamente con la propiedad pública de las empresas de distribución se analizan en la sección 5.6.

Planificación

En la sección 3, establecimos que las redes de distribución y subtransmisión comparten características topológicas y funcionales cruciales. Por este motivo, es aconsejable que:

• Los activos de subtransmisión y distribución en la misma área de distribución se planifiquen conjuntamente;

• cada distribuidor juega un papel central en la planificación de las instalaciones de subtransmisión ubicados en su área de distribución.

En la sección 3, evaluamos que, en el Perú, el proceso de planificación de la subtransmisión presenta fallas que parecen tener su origen en el rol y los recursos de las empresas distribuidoras y los incentivos que enfrentan.

Sobre esta base, formulamos las siguientes recomendaciones sobre la planificación de las instalaciones de subtransmisión:

• asignar la plena responsabilidad del desarrollo de las redes de subtransmisión en cada área de Concesión al distribuidor local, si es necesario, mediante una modificación de la Concesión. En este sentido, si bien podría mantenerse la distinción funcional entre subtransmisión y distribución, su planificación y operación en cada área de demanda debería ser responsabilidad del distribuidor local;

• para áreas de demanda en las que operan múltiples distribuidores14, designar un distribuidor Referente, a cargo de planificar e implementar inversiones de subtransmisión;

• responsabilizar a los distribuidores del desarrollo de toda la infraestructura necesaria para conectar los generadores al sistema, que son considerados por COES como parte de la red troncal. Más adelante en este apartado coordinamos este aspecto con nuestras recomendaciones sobre conexiones y líneas privadas;

• permitir un presupuesto para los recursos del distribuidor necesarios para cumplir con la función de planificación de la subtransmisión;

• asignar al COES el deber de brindar asistencia técnica en la planificación de la subtransmisión como un servicio a los distribuidores, a cambio del pago de una tarifa. Esto abordaría los problemas relacionados con las competencias inadecuadas de los distribuidores en las instalaciones de alta tensión;

14 En siete áreas de distribución, opera solamente una empresa distribuidora; en cuatro áreas de demanda, dos empresas distribuidoras; en tres áreas de demanda, tres empresas distribuidoras.

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• diseñar e implementar un proceso bien estructurado, abierto y transparente para la planificación15 de la red de distribución y subtransmisión; esto incluye codificar la interacción entre los distribuidores, COES16, y OSINERGMIN;

• asignar a OSINERGMIN la tarea de decidir sobre todas las disputas relacionadas con la planificación de la distribución, incluidas pero no limitadas a aquellas entre el distribuidor y COES17.

Implementación

En la sección 3, establecimos que las operaciones de las redes de distribución y subtransmisión en la misma área están fuertemente entrelazadas. Por tal motivo, es recomendable que la implementación de las inversiones en las instalaciones de subtransmisión y su mantenimiento sea responsabilidad de la empresa distribuidora que opera en el área de demanda relevante. Esto requiere que se regulen los ingresos permitidos para la inversión en subtransmisión. En la sección 4, evaluamos que, en el Perú, el mecanismo para asignar la implementación de las inversiones de subtransmisión tiene algunas fallas, lo que genera un retraso de una gran parte de las inversiones planificadas. También evaluamos que la metodología estándar de costos implementada actualmente en el Perú para establecer los ingresos permitidos es efectiva, ya que ha sido capaz de atraer capital en la industria sin (importantes) transferencias de riqueza innecesarias de consumidores a inversionistas.

Sobre esta base, formulamos las siguientes recomendaciones sobre el manejo de la inversión en las instalaciones de subtransmisión:

• asignar la responsabilidad de la implementación de la inversión en subtransmisión al distribuidor que opera en el área de demanda en la que se encuentra el activo;

• en caso de múltiples distribuidores operando en la misma zona de demanda, exigir al distribuidor Referente que actúe como inversor de último recurso, en caso de que el distribuidor, en cuyo territorio de concesión se deba construir la instalación, no actúe;

• suspender el régimen de licitación opcional.

Además, no vemos inconvenientes en mantener la metodología estándar de costos que actualmente usa OSINERGMIN para determinar los costos permitidos para las inversiones en subtransmisión. Para asegurarse de que dicha metodología no desaliente las inversiones, se puede considerar la posibilidad de permitir que las

15 El Decreto Legislativo 1208 y el Decreto Supremo 023-2016-EM imponen únicamente a los distribuidores de propiedad pública la obligación de presentar los planes de desarrollo de redes a OSINERGMIN para su aprobación. Sin embargo, estas disposiciones aún no se han implementado. Por lo tanto, a día de hoy, la planificación de la distribución y la inversión no están sujetas a aprobación regulatoria. Se espera que el mecanismo para determinar los ingresos del distribuidor, basado en el precio máximo y los estándares de calidad de servicio, proporcione incentivos apropiados para el desarrollo de la red. 16 Si es necesario, más allá de la interacción actual sobre la planificación del ITC. 17 Por ejemplo, sobre si una nueva área de consumo debe ser abastecida directamente desde la red troncal (es decir, construyendo subestaciones de Muy Alta Tensión/Alta Tensión adicionales) o ampliando la red de subtransmisión.

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empresas de distribución apliquen, proyecto por proyecto, una metodología alternativa, basada en el reembolso de los costos incurridos de manera prudente. La metodología alternativa se aplicaría solo si OSINERGMIN está convencido de que el proyecto presenta características técnicas especiales que lo hacen no comparable con el punto de referencia utilizado para evaluar el costo estándar.

Nuestras medidas propuestas, si se implementan, brindarían los siguientes beneficios:

• Se eliminaría gradualmente la fragmentación de la propiedad de las instalaciones de subtransmisión, como resultado recurrir ampliamente al régimen de licitación para el desarrollo de la red;

• se obtendría un desarrollo eficiente y coordinado de subtransmisión y distribución;

• El papel de OSINERGMIN en el desarrollo de la red de subtransmisión sería coherente con el papel de OSINERGMIN como regulador, tal como ocurre actualmente con la planificación de la transmisión troncal..

Nuestras recomendaciones asumen que existen incentivos adecuados para que los distribuidores asuman las responsabilidades de planificación e implementación de la subtransmisión, y que se eliminan los impedimentos a la capacidad de los distribuidores para cumplir con sus obligaciones. Proporcionamos recomendaciones adicionales sobre este tema más adelante. Aquí nos limitamos a resaltar que enriquecer el rol de los distribuidores es consistente con la evolución esperada de la actividad de distribución en el Perú y otros lugares. Como parte de la estrategia de descarbonización, la penetración de la electricidad se expandirá y un número cada vez mayor de recursos despachables, incluidos generadores, sistemas de almacenamiento y cargas flexibles, se conectarán a las redes de distribución. Esto requiere que los distribuidores desempeñen nuevos roles en la gestión de los activos de distribución y los recursos conectados a ellos. Por estas razones, apoyar la evolución de los distribuidores hacia el rol de “operadores del sistema” es una estrategia inteligente para el Perú, más allá del propósito inmediato de mejorar la calidad de la planificación de subtransmisión y el desempeño de las inversiones. Este aspecto se trata en el informe complementario sobre el Eje temático 3.

5.2 Infraestructura de las redes privadas (Redes no planificadas)

El desarrollo privado de las instalaciones de red es una opción significativa cuando esas instalaciones no están destinadas a ser compartidos por múltiples usuarios. En este caso, permitir que un generador o un gran consumidor se proporcione así mismo lo que es esencialmente un servicio de conexión puede ser útil, por ejemplo, para superar cualquier restricción financiera del operador de la red pública que pueda afectar su capacidad de inversión. Esta condición puede darse, en particular, en economías de rápido crecimiento si la conexión requiere un estímulo. Sin embargo, en el caso de infraestructuras que se espera que sean compartidas por múltiples generadores o cargas, es poco probable que la opción de inversión seleccionada por un solo usuario coincida con la decisión que tomaría el operador del sistema en el contexto del proceso de planificación de la red pública. Además, como lo indica la experiencia de Perú, es probable que surjan disputas sobre los términos técnicos y económicos del acceso de terceros a una instalación de la red construida para satisfacer las necesidades de un solo usuario.

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Sobre esta base, formulamos las siguientes recomendaciones:

• El permiso para construir una infraestructura de red privada se otorga al final de un proceso codificado, estructurado y transparente, llevado a cabo por el distribuidor que opera en el área de demanda donde se ubicará la instalación y, en su caso sea necesario, por el COES18;

• OSINERGMIN otorga o deniega el permiso, sobre la base de la propuesta del distribuidor;

• una condición necesaria para otorgar el permiso es que la probabilidad de que se soliciten más conexiones a esa infraestructura en el futuro previsible sea baja.

• en caso de que no se cumpla la condición anterior, el distribuidor propone al solicitante un acuerdo de conexión "especial". Calificamos como "especiales" aquellos acuerdos de conexión que no se caracterizan por términos y condiciones estándar, como los que se aplican a los pequeños consumidores (ver más adelante en esta sección).

Nuestras propuestas de alto nivel para acuerdos especiales de conexión aplicables a las partes que soliciten la construcción de infraestructuras de redes privadas (en adelante: los clientes) son:

• el contrato de conexión especial garantiza al cliente la misma capacidad de conexión y calidad de servicio que obtendría al invertir en la infraestructura privada, por un período igual a la vida económica de las instalaciones; El cliente puede reasignar estos derechos a cualquier otro interesado que reemplace al cliente ya sea retirando o inyectando energía en el nodo de conexión del cliente;

• el distribuidor es responsable financiero ante el cliente por retrasos en la ejecución de la inversión necesaria para entregar la capacidad de conexión acordada;

• el distribuidor puede cumplir con la obligación de conexión implementando cualquier solución técnica apropiada; en particular, el distribuidor puede construir instalaciones con mayor capacidad que la necesaria para atender al cliente, por ejemplo, con miras a atender futuras solicitudes de conexión o para mejorar la calidad del servicio a otros clientes;

• el acuerdo de conexión especial no cubre los elementos de la infraestructura de conexión ubicados dentro del local del cliente (típicamente transformadores), que el cliente posee y mantiene;

• en cuanto a los cargos de conexión, un enfoque difundido consiste en cobrar al cliente, por adelantado, los costos de conexión determinados sobre la base de su solicitud de capacidad de conexión, y el costo de mantenimiento anual sobre la misma base; El costo restante a cargo del distribuidor para construir y mantener la infraestructura se comparte entre todos los usuarios de la red a través de tarifas de distribución, hasta que se realicen las conexiones adicionales esperadas;

• OSINERGMIN decide todas las disputas relacionadas con conexiones

especiales.

Las medidas propuestas producirían los siguientes beneficios:

• el cliente que postula a la construcción de una infraestructura de red privada enfrentará el mismo costo y riesgo, y obtendrá al menos la misma calidad de servicio de conexión;

• el distribuidor elegiría la solución técnica para entregar la capacidad y calidad

18 En caso de que la nueva línea se conecte directamente con una infraestructura de red troncal

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de conexión acordadas; de esta manera, las decisiones de inversión tomadas por el distribuidor en el contexto de la prestación del servicio de conexión serían plenamente coherentes con la planificación de la distribución y subtransmisión;

• cualquier disputa sobre el acceso de terceros sería descartada o tratada como disputa de conexión, ya que los elementos de la red que en el régimen actual son propiedad de particulares, en el modelo propuesto serían planificados, poseídos y operados por distribuidores.

5.3 Planificación e implementación de la inversión para la transmisión

En la sección 4.3, argumentamos que el modelo que rige en el Perú para las inversiones en la red de transmisión principal generalmente funciona bien. Sin embargo, identificamos las siguientes medidas para mejorar la coordinación de la planificación del COES, las actividades de planificación realizadas por otras partes y el manejo de las conexiones:

• implementar una práctica de consulta formal al COES para asegurar la coordinación entre el Plan de transmisión, los planes de las instalaciones de transmisión por parte de los titulares de Concesiones heredadas bajo las disposiciones de Contratos-ley y los planes de electrificación rural del MINEM;

• en caso de que el vínculo entre los planes de transmisión y subtransmisión a través de las ITCs resulte insuficiente, sistematizar una interacción más estructurada entre el COES y los distribuidores, con la participación de OSINERGMIN en caso de controversias;

• solicitudes de conexión de embudo a la red de transmisión principal por parte de grandes consumidores finales a través del proceso de planificación de transmisión por el COES.

En cuanto a la implementación, notamos que el mecanismo basado en la asignación directa, alternativa a la licitación, ha sido hasta ahora ineficaz, porque se imponen requisitos demasiado exigentes a los posibles desarrolladores. Entendemos que este mecanismo no pretende ser la opción normal para regular la implementación de actualizaciones importantes de la red de transmisión. Sin embargo, es factible que se den situaciones en las que dicho mecanismo es mejor que la licitación, por ejemplo, en el caso de mejoras menores que, aunque no califiquen como refuerzos, requieren instalaciones casi completamente alojadas en la porción de la red de un determinado concesionario. Por lo tanto, recomendamos eliminar las barreras que hacen inviable la asignación directa. En caso de que a las autoridades peruanas les preocupara que la cesión directa, una vez hecha viable, pudiera desplazar el sistema de licitación más allá de lo deseable, su uso podría limitarse, por ejemplo, a inversiones por debajo de cierto tamaño.

5.4 Refuerzos

El régimen de subastas no parece ser el más eficaz para los refuerzos y, en combinación con el mecanismo para determinar los costos permitidos, puede estar respaldando un comportamiento estratégico de parte de los propietarios de las instalaciones a ser reforzadas, lo cual genera retrasos en la implementación (y es

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posible que aumenten los costos).

Por todo ello, nuestra recomendación es que:

• OSINERGMIN clasifique las actualizaciones de la red como refuerzos, caso por caso, según la propuesta del COES;

• el mecanismo por defecto debe ser tal que los refuerzos sean implementados por el propietario de la infraestructura que necesita ser reforzada;

• OSINERGMIN determinará el costo permitido de refuerzo a través de un esquema de incentivos basado en una combinación de costos estándar (o presupuestados) y costos realmente incurridos. Una posible implementación es a través de un menú de contratos, cada uno con una combinación de

riesgo-recompensa diferente19. Dicho menú sería diseñado por OSINERGMIN;

El propietario del activo seleccionaría el contrato con la combinación de riesgo-

recompensa preferida. Si se diseña correctamente, tal menú de contratos induciría una revelación veraz del costo esperado por parte del monopolista y la

minimización de los costos totales para los consumidores;

• el mecanismo de licitación ya no será aplicable a los refuerzos;

• La falta de implementación de un refuerzo debe considerarse como incumplimiento de la obligación de la Concesión y ser sancionada de acuerdo a lo establecido por ley, en un caso extremo retirando la Concesión y transfiriendo la propiedad del activo al Estado.

5.5 Propiedad estatal de las distribuidoras

La planificación y el desarrollo de una red de subtransmisión eficaz requiere que los distribuidores estén muy comprometidos. Se sugirió que en Perú tal compromiso puede verse debilitado, para los distribuidores estatales, por las siguientes características:

• acceso limitado al capital;

• procedimientos engorrosos para la evaluación de inversiones;

• falta de flexibilidad en los mecanismos de contratación.

En cuanto a la primera característica, acceso limitado al capital, parece que la capacidad de los distribuidores estatales para pedir dinero prestado se ve limitada por el hecho de que su deuda se suma a la deuda pública del país, lo cual tiene un efecto en la posición del Perú como prestatario. Al respecto, sugerimos investigar si esquemas alternativos de financiamiento podrían permitir financiar las actividades de las distribuidoras sin afectar el presupuesto nacional del Perú. Esto podría lograrse, por ejemplo, a través de esquemas similares a los contratos de arrendamiento, donde:

• un tercero construye y posee la instalación, de acuerdo con el diseño y las especificaciones establecidas por el distribuidor;

• el distribuidor opera el activo y asume la propiedad la instalación al final de su vida económica;

• el distribuidor paga al propietario una tarifa anual, que cubre la depreciación y remunera el capital invertido;

• la responsabilidad del distribuidor en virtud del contrato está respaldada por la garantía regulatoria que permitirá la recuperación de costos y, en caso es garantía no sea suficiente para atraer capital a un nivel de rendimiento razonable, mediante las acciones de la empresa distribuidora o por alguna forma de Garantía estatal con impacto limitado en la posición financiera del Perú

19 Dicho esquema se implementa en el Reino Unido en la regulación de distribución eléctrica.

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como prestatario internacional;

• como posible alternativa, se deben investigar las propiedades de las soluciones de financiamiento de proyectos, para evaluar si algunas modalidades permiten atraer capital a las instalaciones de subtransmisión, para ser operados y con el tiempo, volverse propiedad de la distribuidora, sin afectar la posición financiera del Perú como prestatario internacional.

En cuanto a la segunda característica – engorrosos procedimientos para la evaluación de inversiones – entendemos que, en Perú, la valoración de las inversiones de las empresas del sector público está sujeta a un análisis en detalle, para asegurar que el dinero público se gaste de la manera más útil. Este análisis requiere recursos y tiempo. Sin embargo, una vez que se acuerda políticamente el nivel deseado de disponibilidad del servicio eléctrico y los estándares de calidad esperada del servicio, se presenta implícitamente la oportunidad de dedicar recursos para lograr esos objetivos. Por tanto, cualquier valoración de la inversión más allá de las realizadas por COES, los distribuidores y OSINERGMIN en la etapa de planificación parece redundante. Sobre esa base, recomendamos que los proyectos de inversión en redes eléctricas incluidos en el Plan de transmisión o en los Planes de inversión sean excluidos del requisito de evaluación de inversiones del sector público.

En cuanto a la tercera característica – la falta de flexibilidad en los mecanismos de contratación implementados por las empresas del sector público – recomendamos permitir que los distribuidores estatales utilicen los mismos procesos y criterios de selección que las empresas de distribución privadas. Esta medida podría complementarse con:

• obligaciones sobre la gestión de los distribuidores estatales para justificar la razón para apartarse de las reglas generales de contratación del sector público; y

• seguimiento de las prácticas de contratación de los distribuidores por parte de el Regulador de la Competencia en el Perú (INDECOPI).

Una condición necesaria para que nuestras propuestas sobre organización y marco regulatorio sean efectivas es que las empresas distribuidoras tengan la capacidad y el incentivo para invertir. Si las medidas propuestas en esta sección no son suficientes para motivar y permitir que los distribuidores inviertan, se podrían considerar medidas alternativas, incluyendo:

• la asunción por parte del COES de las responsabilidades de planificación de la subtransmisión y la implementación de un sistema de licitación como mecanismo predeterminado para seleccionar al inversionista; esta es, en nuestra opinión, una segunda mejor solución, ya que puede resultar en cierta fragmentación de la propiedad de la red y las operaciones; Sin embargo, la coordinación del COES podría mitigar los efectos adversos de una estructura industrial subóptima;

• privatización de distribuidoras de electricidad

5.6 Tarifas de transmisión

En la sección 4, informamos que el costo del sistema de transmisión troncal en el Perú es cobrado a los generadores en función de su nivel de inyección neta durante la hora pico mensual. Vemos posibles inconvenientes en esta metodología tarifaria. Primero, es poco probable que los cobros resultantes capturen correctamente situaciones reales de

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escasez de transmisión, ya que estos son fenómenos típicamente locales y su ocurrencia no está necesariamente correlacionada con la carga del sistema. Por esta razón, en la experiencia internacional, las situaciones importantes de escasez de transmisión generalmente se manejan a través de la diferenciación de ubicación de los precios de la electricidad, como se analiza en el informe correspondiente al Eje Temático 2. Además, y posiblemente más fundamentalmente, las estructuras de precios minoristas rara vez reflejan la volatilidad de los precios mayoristas de la electricidad en su totalidad; si los consumidores no perciben la volatilidad de los precios mayoristas de la electricidad inducida por las tarifas de transmisión, estos no estarán incentivados para reducir la carga de las horas punta; En este caso, las tarifas de transmisión relacionadas con la carga no producirán el efecto previsto para desalentar el uso de la capacidad de transmisión en las horas punta.

En segundo lugar, en caso de que los generadores no pudieran transferir toda la tarifa de transmisión sobre el precio que cobran en las horas punta, su margen neto en las horas punta sería reducido por la tarifa de transmisión; en igualdad de condiciones, esto reduciría su incentivo para producir en las horas punta, es decir, precisamente cuando el sistema más los necesita. Cobrar el costo de subtransmisión a los generadores en función de la inyección de energía también podría resultar distorsionante, en un contexto de generación liberalizado, porque aumentaría el costo variable de los generadores para cubrir un costo fijo. Estos podrían afectar de manera ineficiente el orden de mérito del generador y distorsionar los precios de equilibrio del mercado. Una forma sencilla de abordar las posibles distorsiones de la metodología de tarifas de transmisión actual es cobrar los costos de transmisión directamente a los usuarios finales, a través de sus minoristas de electricidad. En el informe complementario sobre el Eje Temático 3, se analiza la estructura de tarifas óptima para traspasar los costos fijos de transmisión y distribución a los consumidores; Esta estructura de tarifas óptima se compensa entre: Cobrar el costo de subtransmisión a los generadores en función de la inyección de energía también podría resultar distorsionante, en un contexto de generación liberalizado, porque aumentaría el costo variable de los generadores para cubrir un costo fijo. Estos podrían afectar de manera ineficiente la calificación del generador y distorsionar los precios de equilibrio del mercado. Una forma sencilla de abordar las posibles distorsiones de la metodología de tarifas de transmisión actual es cobrar los costos de transmisión directamente a los usuarios finales, a través de sus comercializadoras de electricidad. En el informe complementario sobre el Eje Temático 3, se analiza la estructura de tarifas óptima para traspasar los costos fijos de transmisión y distribución a los consumidores; Esta estructura de tarifas óptima es un punto medio entre:

• consumo ineficientemente bajo inducido por cargas dependientes del consumo (es decir, por KWh); y

• los inconvenientes de los cargos independientes del consumo (es decir, por MW de potencia comprometida), que incluyen:

o cuestiones de equidad, en caso de que los clientes de bajo consumo sean aquellos con menores ingresos; y

o decisiones de consumo ineficientes en caso de que las tarifas independientes del consumo lleven a algunos pequeños

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consumidores a desconectarse.

Por cierto, téngase en cuenta que cobrar directamente a los consumidores descarta cualquier problema de doble marginación, que puede surgir cuando se cobra a los generadores por la transmisión mientras la competencia en el mercado mayorista de electricidad no es perfecta. Cuando la competencia es imperfecta, los generadores aplicarían un margen sobre el costo variable al establecer sus precios de oferta de electricidad; como resultado, los precios de la electricidad al mayoreo podrían estar inflados más que las tarifas de transmisión. Finalmente, en caso de que las autoridades peruanas consideren apropiado mantener los cargos tarifarios a los generadores, deberían considerar pasar a tarifas basadas en la capacidad para cubrir los costos de transmisión y subtransmisión cobrados a los generadores. Las bases de tarifas no distorsionantes incluyen la potencia nominal del generador, o el nivel máximo de inyecciones que el generador es capaz de hacer, según lo verificado por el operador del sistema. En caso de congestión, como se discutió en el informe complementario sobre el Eje Temático 1, recomendamos implementar precios de electricidad por ubicación. La Figura 6 resume nuestras recomendaciones para mejorar el marco organizacional y regulatorio para la transmisión de electricidad en Perú.

Figura 6: Principales recomendaciones sobre el marco regulatorio y la organización del sector de transmisión eléctrica del Perú

• Optimizar la evaluación costo-beneficio de las inversiones en la red

• Compensación por gestión basada en el rendimiento

• Aprovecha las sinergias de las operaciones de

distribución y subtransmisión

• Evita la fragmentación de la propiedad de la red

• Desarrollo eficiente de la red

• Se evitan disputas relativas al acceso de terceros

• Desarrollo eficiente de la red

• Implementación oportuna de refuerzos

• Incentivos apropiados a la disponibilidad de los

generadores

• Evita la doble marginación en caso de competencia

imperfecta en generación.

• Incentivos apropiados y recursos adecuados para

invertir en subtransmisión

• Discontinuar el sistema de licitaciones para refuerzos

• Implementar un modelo regulado, posiblemente que incluya incentivo

• Colocar en la demanda la carga tarifaria completa

• En todo caso, migrar hacia cobros independientes de la inyección para las generadoras

• Buscar arquitecturas financieras de largo plazo compatibles con el caso peruano

Refuerzos

Tarifas de transmisión

Distribuidores estatales

Tema Medida Beneficios esperados

• Responsabilidad del distribuidor Referente, respectoa a la planificación en el área de

demanda

Planificación e implementación de la

transmisión

• Un proceso estructurado para coordinar el Plan de transmisión , planes ex Contratos-ley ,

electrificación rural y planes de subtransmisión

• Integrar solicitudes de conexión importantes en la planificación de la transmisión

• Implementación de procesos de planificación transparentes y abiertos

Planificación de la subtransmisión • COEs suministra la asistencia técnica

• El rol de Osinergmin llimitado a la supervisión y aprobación

• Una planificación de la distribución y

sustransmisión más efectiva

Implementación de inversiones en

subtransmisión

Redes no planificadas

• Limitadas a activos que muy improbablemente se compartan; de otro modo, implementar

control para la conexión apropiada

• Integrar una autorización para construir redes no planificadas con procesos de

planificación para la subtransmisión

• Asignación de responsabilidades de implementación al distribuidor

• El distribuidor Referente tiene el rol de el último recurso

• Se considera introducir una regulación a los incentivos

• Descontinuar el sistema opcional de devoluciones

6. La interconexión transfronteriza: un marco de trabajo conceptual

La interconexión con los sistemas eléctricos aledaños y los mercados eléctricos permiten explotar:

• diferencias en dotación y ventajas competitivas de los diferentes sistemas y mercados en términos de disponibilidad de fuentes de energía primaria;

• máximos y mínimos de demanda no simultáneos;

• disposición de un fondo de recursos de reserva y capacidades de regulación

En esta sección discutimos los principales aspectos que caracterizan los marcos organizacionales y regulatorios alternativos para el desarrollo y uso de las transmisiones eléctricas transfronterizas. Los intercambios de electricidad transfronterizos a través de una interconexión requieren la cooperación entre las autoridades de los países involucrados, tanto en la etapa de planificación y desarrollo, como en relación con los términos en los que se utiliza la interconexión. En particular, se debe llegar a un acuerdo entre las autoridades estatales de los países involucrados, respecto al marco para el desarrollo de la interconexión y para su uso eficiente. Por lo tanto, debe establecerse un mecanismo para apoyar dicha cooperación y para una resolución eficaz y oportuna de posibles controversias.

6.1 Modelos de desarrollo para la interconexión transfronteriza

De acuerdo a la experiencia internacional se conciben e implementan dos modelos de desarrollo de interconexión transfronteriza: el modelo comercial y el modelo regulado. Los presentamos de forma secuencial.

Existe una dimensión casi filosófica en la elección de permitir que una interconexión se desarrolle como un proyecto comercial, dado que la transmisión generalmente se considera una actividad regulada. Una tendencia de pensamiento en este debate es que, si se espera que un nueva interconexión entregue beneficios netos positivos, debe desarrollarse como una instalación regulada, de modo que estos beneficios puedan acumularse para los consumidores. Por lo tanto, las únicas interconexiones que podrían desarrollarse como instalaciones comerciales son aquellas para las que no se cumple la típica prueba regulatoria (beneficios mayores que costos). Bajo esta línea de pensamiento, el espacio para interconexiones comerciales se limita a aquellos casos en los que el valor de los parámetros utilizados en el análisis de costo-beneficio sea diferente entre la evaluación regulatoria y la evaluación de los promotores comerciales. Sin embargo, una visión diferente en el mismo debate sostiene que la libertad de iniciativa es uno de los derechos fundamentales de una economía moderna y, por lo tanto, el régimen regulado no tiene prioridad para el desarrollo de interconexiones que brinden beneficios netos positivos.

Transmisión comercial transfronteriza

En este modelo, los inversores privados desarrollan y poseen interconexiones transfronterizas, sobre cuyo uso tienen derecho exclusivo. Se apropian del valor creado por la interconexión comprando electricidad a un bajo precio a una lado de la interconexión y vendiéndola en el otro extremo, o vendiendo a terceros los derechos de transporte de electricidad a través de la interconexión.

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Los inversores corren el riesgo de que la inversión resulte menos valiosa de lo esperado cuando se construyó la interconexión, es decir, que las diferencias transfronterizas de precios de la electricidad resulten ser menores de lo esperado.

En este modelo, el valuación del regulador sobre el valor de la inversión es ligera, ya que no se coloca ningún riesgo para los consumidores.

La dimensión más importante de la labor del regulador se relaciona con la interacción entre la interconexión y el sistema público de transmisión. En particular, los reguladores de los países involucrados querrán asegurarse de que la operación de la interconexión no genere una congestión indebida en los sistemas de transmisión internos, o que el costo de manejar dicha congestión, por ejemplo, a través de acciones correctivas tomadas por el operador(s) del sistema, corra a cargo de los usuarios de la interconexión. En los casos, en los que la nueva interconexión comercial se vaya a desarrollar junto con una interconexión regulada existente, los reguladores también pueden requerir evaluar el impacto de la nueva infraestructura en el valor y los ingresos de la interconexión regulada existente, de modo que no se generen costos no presupuestados y asumidos por los consumidores.

Transmisión transfronteriza regulada

En este modelo, la decisión de invertir la toman las autoridades públicas de los países involucrados. La decisión generalmente se basa en un análisis de costo-beneficio, que también debe incluir, y generalmente incluye, la consideración de los efectos colaterales. Al evaluar los costos y beneficios, se tiene en cuenta el impacto de la interconexión en los sistemas de transmisión de los países, incluida la necesidad de actualizaciones de la red nacional y costos adicionales de gestión de la congestión. Los consumidores de cada país se comprometen, a través del regulador, a pagar la interconexión, como lo hacen con los elementos de transmisión domésticos. Por lo general, el criterio por defecto para asignar el costo de una interconexión entre los diferentes países involucrados es el principio “territorial”, es decir, cada país paga por las instalaciones existentes en su propio territorio. Una interconexión desarrollada dentro del modelo regulado se opera, en este sentido, como una instalación regulada, lo que implica, por ejemplo, el acceso de terceros bajo condiciones reguladas así como la asignación no discriminatoria y uso de su capacidad.

La forma en que los consumidores se apropian del valor creado por la interconexión depende de cómo se asigne su capacidad. Por ejemplo, cuando los derechos de transmisión transfronteriza se asignan a través de subastas a los comercializadores de electricidad (ver más abajo), los ingresos de las subastas generalmente se transfieren a los consumidores reduciendo las tarifas de transmisión o pagando otros costos que de otro modo habrían sido asumidos por los consumidores.

En este modelo, la labor del regulador sobre el mérito de la inversión es tan minucioso como la realizada para las actualizaciones de transmisión interna. En particular, los reguladores de los países conectados por la interconexión deben asegurarse de que:

• los beneficios generales entregados por la interconexión, incluso al permitir

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transacciones transfronterizas de valor neto positivo adicionales, superen sus costos totales;

• los beneficios asignados a los consumidores, generadores o comerciantes de cada país sean mayores que el costo de la interconexión soportado por el mismo país. Al evaluar los beneficios de la nueva interconexión para cada país, el grado de competencia en el mercado de exportación es un elemento crucial. Por ejemplo, si el país exportador presenta un monopolio en la generación, el monopolista exportador puede ejercer poder de mercado, en detrimento de los consumidores del país importador.

Como se indicó anteriormente, el principio territorial suele ser el criterio por defecto para asignar los costos de interconexión entre los países involucrados. Sin embargo, puede haber interconexiones para las cuales, si bien los beneficios generales exceden los costos totales, estos beneficios se acumulan de manera desigual entre los países involucrados, de modo que para uno o más de estos países los costos asignados de acuerdo con el principio territorial exceden los beneficios. No obstante, si los beneficios generales exceden los costos totales, hay una asignación de costos que asegura que todos los países involucrados disfruten de beneficios netos positivos. Esta asignación de costos puede lograrse mediante una (re)asignación de costos transfronteriza, es decir, una compensación, acordada entre todos los países involucrados.

Comercialización mixta y modelo regulado

En Europa se implementa un modelo mixto, en el que la capacidad de interconexión puede realizarse tanto en el régimen regulado como en el mercantil. De hecho, los dos regímenes pueden coexistir también para la misma interconexión, es decir, parte de su capacidad se explota según el modelo comercial con derechos exclusivos asignados a su propietario y la parte restante se explota según el régimen regulado. En la práctica, el aspecto crítico de la regulación, con tal modelo mixto, es la interacción entre la inversión regulada y comercial. Por ejemplo:

• Una infraestructura comercial podría desplazar la capacidad regulada existente, en detrimento de los consumidores, que están comprometidos a pagar los costos regulados de las instalaciones independientemente de su uso;

• Una inversión regulada (que mejora el bienestar) puede limitar la posibilidad de cargar líneas comerciales existentes.

Por estas razones, un enfoque mixto requiere alguna forma de intervención regulatoria para coordinar las decisiones de inversión de los agentes del mercado y como parte del proceso regulado. Dicha intervención podría incluir, por ejemplo, el derecho de los reguladores a:

• rechazar ciertas inversiones comerciales basadas en efectos colaterales negativos en la red pública

• Traer bajo el régimen regulado oportunidades de inversión que se están desarrollando en la comercialización.

Téngase en cuenta que la coordinación de inversiones reguladas y comerciales en activos de transmisión requiere pronosticar la oferta, la demanda y la evolución de la red en un futuro lejano, lo que conlleva una gran incertidumbre.

6.2 Modelos de operadores para la interconexión

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La capacidad de transmisión transfronteriza proporcionada por una interconexión puede utilizarse de diferentes formas. Como ya se mencionó, si una interconexión se desarrolla como una inversión comercial, el propietario tiene los derechos exclusivos sobre su uso. Sin embargo, no es atípico que, al aprobar el desarrollo de una interconexión comercial, las autoridades de los países involucrados establezcan algunas condiciones sobre el uso de la interconexión Por ejemplo, es posible que deba reservarse una parte de la capacidad para uso de terceros de acuerdo con los términos y condiciones regulados.

Las formas en que se utiliza una interconexión desarrollada como una instalación regulada dependen de los modelos comerciales/de mercado para el sector eléctrico vigentes en los diferentes países involucrados. Por lo tanto, la consideración desarrollada en esta sección debe leerse en conjunto con las desarrolladas en el informe complementario sobre la Línea Temática 2.

Los siguientes son algunos de los posibles modelos para el uso las interconexiones reguladas:

• para respaldar contratos (a largo plazo) entre entidades designadas en los diferentes países involucrados;

• para apoyar oportunidades para intercambios a corto plazo entre entidades designadas en los diferentes países involucrados;

• para asignar a los agentes del mercado, a través de subastas, para permitirles comerciar a través de las fronteras;

• para apoyar la integración de mercados en los países involucrados

Es probable que el grado de eficiencia en el uso de la capacidad de interconexión disponible sea diferente en los diferentes modelos. En este contexto, la eficiencia se define como la medida en que la electricidad fluye a través de la interconexión desde aquellas áreas o países donde se puede generar de forma más barata a aquellos en los que tiene un valor superior. En este sentido, la electricidad, al no ser fácil y económicamente almacenable, tiene un valor diferente en cada zona o país en cada momento. Por lo tanto, las relatividades de costo / valor entre diferentes áreas y países pueden cambiar con el tiempo. La eficiencia del uso de una interconexión depende de su propia capacidad para responder a cambios en estas relatividades.

Por lo tanto, los contratos a largo plazo no suelen garantizar la eficiencia en el uso de la interconexión a menos que:

• incluyan un mecanismo que rige los flujos en la interconexión sobre la base de los costos y valores relativos de la electricidad en los países involucrados, o

• los cambios en estos valores y costos a lo largo del tiempo no conducen a un cambio en la dirección económica de los flujos de electricidad, o lo hace de una manera predecible. Por ejemplo, la estructura de los sectores energéticos en dos países vecinos puede ser tal que uno de ellos tenga una combinación de generación estructuralmente más barata. En este caso, es fácil determinar la dirección de los flujos de electricidad eficientes, que luego podrían incorporarse en el contrato a largo plazo. En otro ejemplo, los países vecinos podrían tener estructuras complementarias del sector eléctrico, lo que significa que la dirección de los flujos eficientes depende de la temporada o la hora del día de una manera predecible, que luego podría incorporarse en el contrato a largo plazo. Un último ejemplo se relaciona con el uso de la interconexión para alimentar la generación de una planta de energía que no está conectada de

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otra manera a la red eléctrica al sistema eléctrico de un país vecino. En este caso, el contrato a largo plazo podría reflejar los términos y condiciones comerciales para la venta de la producción de la planta.

Los intercambios oportunistas a corto plazo podrían reflejar mejor las condiciones de costo y valor predominantes en los países involucrados en el momento en que se utiliza la interconexión.

Sin embargo, cabe señalar que determinar la dirección de los flujos eficientes en una interconexión requiere la identificación de los costos o valores marginales de la electricidad en los diferentes países involucrados, lo que presupone la operación económica de los sistemas eléctricos, si no la existencia de mercados. Estas condiciones no siempre se conceden cuando se utilizan contratos a largo plazo o incluso acuerdos oportunistas a corto plazo.

De hecho, la existencia de mercados en los países involucrados permite un uso más sofisticado la interconexión. En este caso, son posibles dos modelos:

• el modelo explícito de asignación de capacidad. En este modelo, la capacidad de la interconexión se asigna a las partes del mercado, que luego la utilizan para comercializar electricidad a través de las fronteras. Hay varias formas de asignar la capacidad de interconexión en este modelo, incluyendo:

o asignación por orden de llegada, en la que la capacidad se asigna a las partes del mercado que la solicitan en el orden cronológico en el que se presentan las solicitudes para dicha capacidad.;

o asignación prorrateada, en la que la capacidad se asigna a todas las partes del mercado que la soliciten, a cada una de ellas en proporción al monto solicitado;

o asignación competitiva, en la que la capacidad se licita y se asigna a las partes del mercado que presentan las ofertas más altas.

Se podrían establecer requisitos y condiciones de precalificación para evitar un resultado no competitivo del proceso de asignación y un comportamiento abusivo de los participantes del mercado involucrados en el proceso (por ejemplo, limitar la cantidad de la capacidad que podría asignarse a cada parte del mercado, o la introducción de la condición de úselo o piérdalo en la utilización de la capacidad asignada)

• el modelo implícito de asignación/acoplamiento de mercado. En este modelo, la capacidad de interconexión no se asigna explícitamente a las partes del mercado, sino que se utiliza para respaldar el acceso al mercado de partes ubicadas en otras áreas/países o la integración de mercados organizados (intercambios de poder) entre los diferentes países involucrados. Bajo este modelo, la interconexión se utilizará para respaldar las licitaciones/ofertas aceptadas de partes ubicadas en diferentes áreas/países o se intercambiará energía entre los mercados de los países involucrados, desde aquellos con precios de mercado más bajos hacia aquellos con precios de mercado más altos. Si la capacidad de interconexión es suficiente, dichos intercambios podrían efectuarse económicamente hasta que los precios se igualen en todos los países involucrados. Sin embargo, incluso cuando la capacidad de la interconexión limita tales intercambios, aumentan el bienestar general en los países involucrados.

El acoplamiento de mercado, al garantizar que la energía fluya siempre en la interconexión desde áreas/países de menor precio hacia áreas/países de mayor precio, garantiza el uso eficiente de las interconexiones. Sin embargo, este modelo

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requiere la existencia de mercados organizados que operen de acuerdo con reglas similares (de modo que los precios de mercado puedan compararse de manera significativa) en todos los países involucrados. El modelo de asignación explícita es menos exigente a este respecto, dejando la evaluación de los costos y valores de la electricidad en los diferentes países involucrados a la valorización de las partes del mercado que participan en la asignación.

6.3 Diseño del derecho de transmisión

Los derechos para utilizar la capacidad de interconexión transfronteriza pueden otorgarse como derechos físicos. Sin embargo, en el modelo de acoplamiento de mercados, los derechos sobre la capacidad de interconexión podrían otorgarse más apropiadamente en forma financiera20.

Derechos de transmisión física Una transmisión física de 1 MW desde el país A al país B para el año Y, en el contexto de una interconexión transfronteriza, se define como el derecho a inyectar hasta 1 MWh de electricidad durante cada hora (el típico intervalo de tiempo) del año Y en el país A y retirar el mismo volumen en el mismo intervalo de tiempo en el país B

El ejercicio del derecho de transmisión es independiente de los flujos de energía reales entre el país A y el país B. Siempre que el titular del derecho de transmisión inyecte un cierto volumen en el país A, siguiendo las normas de programación y equilibrio de ese sistema, tiene derecho a retirar el mismo volumen en el país B, de acuerdo con las normas de programación y equilibrio de ese sistema, independientemente de los flujos reales entre los dos países

Los contratos de suministro transfronterizo a largo plazo respaldados por derechos de transmisión física a largo plazo se utilizan normalmente para cubrir el riesgo de inversión en la capacidad de interconexión, cuando los mercados mayoristas de electricidad en los países exportadores e importadores no están (bien) desarrollados.

Derechos de transmisión financiera

Una transmisión financiera de 1 MW desde el país A al país B para el año Y se define como el derecho a recibir un pago equivalente al valor de la diferencia de precio entre el país B y el país A aplicado a 1 MWh en cada hora (el típico intervalo de tiempo) del año Y. El derecho de transmisión financiera produce, para el titular, los efectos idénticos de un derecho físico ejercitado de manera óptima, siempre que en todos los países involucrados operen mercados de electricidad mayoristas solventes.

El derecho de transmisión financiera puede adoptar diferentes formas:

• Si se definen como opciones, autorizan al titular del derecho de transmisión a recibir el pago si el diferencial de precios entre el país B y el país A es positivo, mientras que, por otro lado, no ocurre nada en los períodos de tiempo en que esta diferencia es negativa;

20 Para obtener una descripción más completa, consulte, por ejemplo P Ranci and G. Cervigni eds. The Economics of Electricity Markets: Theory and Policy (The Loyola de Palacio Series on European Energy Policy), 2013, Edward Elgar Publishing Limited, Capítulo 5.

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• Si se definen como obligaciones, también imponen al titular del derecho de transmisión la obligación de realizar un pago cuando la diferencia de precio entre el país B y el país A es negativa.

Si los mercados de electricidad mayoristas que operan en todos los países involucrados son solventes, los derechos de transmisión financiera, si bien ofrecen las mismas oportunidades comerciales y el mismo perfil de riesgo para sus titulares, deben considerarse superiores a los derechos de transmisión física. Al disociar el uso de la capacidad de la asignación de su valor, apoyan el uso eficiente de dicha capacidad independientemente de cómo se asigne su valor.

6.4 Recomendaciones

Consideramos que, si bien la iniciativa para el desarrollo comercial de interconexiones recae en inversionistas comerciales, las autoridades de los países limítrofes deben considerar periódicamente la oportunidad de desarrollar interconexiones bajo el régimen regulado. Como se indicó anteriormente, una interconexión transfronteriza permite aprovechar variadas oportunidades. Por lo tanto, su valor depende de los beneficios que puedan ofrecer estas oportunidades. Por lo tanto, la decisión sobre el desarrollo de una interconexión siempre debe basarse en un análisis sustentado de costo-beneficio realizado en cooperación entre todos los países involucrados, pero ejecutado por una parte neutral, es decir, una parte que no tenga un interés específico en el resultado de dicho análisis. Si el análisis de costo-beneficio identifica beneficios positivos del desarrollo de una interconexión, las autoridades de los países involucrados deben acordar las especificaciones para el desarrollo de tal interconexión (por ejemplo, su capacidad nominal) y cómo se deben distribuir los costos entre los diferentes países involucrados para que cada uno de ellos pueda recibir beneficios netos positivos. Dadas las diferentes organizaciones del sector y mercados energéticos en el Perú y en sus países vecinos, recomendamos que, al menos inicialmente, la interconexión sea utilizada para sustentar contratos de largo plazo o intercambios (de corto plazo) entre entidades designadas en los diferentes países (tal como se dio en la interconexión SIEPAC en Centroamérica). En el caso de Perú, la entidad designada podría ser un operador de mercado o COES, pero este aspecto en particular está mejor definido en el informe complementario del Eje Temático 2. Tan pronto como se desarrollen mercados organizados en los países involucrados, se podría introducir un modelo más sofisticado, basado en la asignación explícita y, más tarde, en el acoplamiento de mercados. Esto permitiría la participación de sectores del mercado en el uso de la capacidad de interconexión. Sin embargo, consideramos que la mayoría de las ventajas de los intercambios transfronterizos ya podrían aprovecharse utilizando un modelo más simple basado en intercambios entre entidades designadas.

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Modelo conceptual y marco de trabajo para la mejora en la