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Universidad Nacional de Ingeniería FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL Y DE SISTEMAS
ANALISIS DE LA COMPETITMDAD EN EL
SECTOR ELECTRICO PERUANO
INFORME DE INGENIERIA
Para optar el Título Profesional de
INGENIERO INDUSTRIAL
GIOVANNA SALOME GONZALES CALIENES
Lima- Perú
2000
Dedico esta obra a Dios y a mis Padres.
AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer a todas aquellas personas que de una u otra manera han hecho
posible la culminación de este Informe de Ingeniería; a la lng. Doris Rojas Mendoza, mi
asesora, quien supervisó el desarrollo del presente trabajo y de manera especial a mis
padres, hermanas y amigos por su compresión, ideas y consejos.
"ANÁLISIS DE LA COMPETITIVIDAD EN EL SECTOR
ELÉCTRICO PERUANO"
íNDICE
Descriptores Temáticos....................................................................... vii
Resumen. .............................................................................................. v111
Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1x
1. Marco teórico . . .... . .... . .... .... .... . .. .... . . .. . .... .... . ... . ... . .. .... ... .. . .. . . . . . . ... .. 1
1.1. Sector eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2. Sector de generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.3. Sector de transmisión....................................................... 4
1.4. Sector de distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.5. Agentes del mercado eléctrico.............................. ..... 5
1.5.1. Empresas eléctricas de generación, transmisión
y distribución .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . .. .. .. .. . 5
1.5.2. Comité de Operación Económica del Sistema
(COES)...................................................................... 5
1.5.3. Comisión de Tarifas eléctricas (CTE)............ ... .. .. .. 6
1.5.4. Instituto de Defensa de la Competencia y de la
Propiedad Intelectual (INDECOPI) .. .. .. .. .. .. .. .. .. . .. .. .. 7
1.5.5. Ministerio de Energía y Minas - Dirección General
de Electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
IV
¡\
1.5.6. Organismo Supervisor de la Energía
(OSINERG)................................................................. 7
1.5. 7. Clientes regulados .. .. . .. .. .. .. .. .. .. .. .. . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . 8
1.5.8.
1.6.
1.6.1.
1.6.2.
1.6.3.
Clientes libres .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . 8
Transacciones en el mercado eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Transferencias entre generadores . .. .. . .. .. .. .. .. .. .. . .. .. . 8
Ventas de generador a distribuidor .. .. . .. . . . .. .. . .. .. .. .. . 1 O
Ventas de generador a clientes libres .. .. .. .. .. .. .. . . .. . 1 O
1.6.4. Ventas de distribuidor a clientes regulados .. .. .. .. .. 1 O
2. Antecedentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.1. Marco legal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2. Funciones de Dirección General de Electricidad /
Dirección de Promoción y Estadística (DGE/DPE). .. .. .... 13
3. Diagnóstico de la situación......... .. .. .. .. . . .. .. .. .. .. .. .. .. . . .. .. .. .. .. .. 16
3.1. Estado situacional del Sistema de Información Operativa
de la DGE (SIO - DGE) .. .. .. .. .. . .. .. .. .. .. .. . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . 16
3.2. Incipiente promoción a la inversión en el sector............ 18
4. Mejoras funcionales.................. ... ... ......... ...... ... ... .............. 24
4.1. Objetivos propuestos .. .. .. . .. .. .. .. . .. .. . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . .. .. .. . .. .. . 25
4.2. Resultado obtenido: Análisis de la competitividad en el
Sector eléctrico............... .................................... ...... 27
4.2.1.
4.2.2.
4.2.3.
4.2.4.
4.2.5.
4.2.6.
Comportamiento del mercado eléctrico .. .. .. .. .. .. . .. . 28
Precios de energía eléctrica .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . 37
Indicadores de productividad, gestión comercial y
económico-energético en empresas del sector . . . . 49
Resultado de gestión de empresas eléctricas
privatizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
Participación propietaria en empresas del sector . 69
Inversiones .. . . .. .. .. . . .. .. . .. .. . .. . .. .. . . .. . . .. .. . .. .. .. . . .. . . .. . .. . .. . . . . 73
V
4.2.7.
4.2.8.
4.2.9.
4.2.10.
Situación financiera . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . 93
Participación accionaría de empresas del sector . 103
Concentración económico empresarial en el sector
eléctrico nacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
Efectos del ingreso del gas de Camisea . . . . . . . . . . . . . . . 145
5. Conclusiones del análisis de la competitividad en el sector
eléctrico............................................................................. ............. 147
6. Beneficios obtenidos por la realización del presente análisis... 149
Bibliografía................................................................................. 153
Anexos....................................................................................... 154
Anexo 1: Glosario de Términos . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ........ 154
Anexo 11: Abreviaturas . .. . .. .. . . . . . . . ... . .. .. .. . . . . . .. ... .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . ....... 156
VI
Descriptores temáticos
Servicio Público
Mercado Eléctrico
Competitividad
Inversiones
Empresas Eléctricas
Vil
Resumen
El presente informe de ingeniería desarrolla un análisis de la competitividad en
el sector eléctrico, el cual se sustenta en un temas de investigación
desarrollados en la Dirección de Promoción y Estadística - Dirección General de
Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. En base, al objetivo central de
establecido en esta Dirección, que es la promoción de las actividades eléctricas,
y en forma especial, las inversiones en el sector eléctrico. Adicionalmente, este
análisis se sutenta en el actual marco regulatorio del sector eléctrico, en lo que
respecta al nivel de libre competencia en que se encuentra el actual mercado
eléctrico.
De esta forma, el presente trabajo presenta como resultado de una evaluación
progresiva de las principales variables del mercado eléctrico y de la eficiencia
de éste; un análisis de la competitividad del mercado eléctrico en estos últimos
años. Mediante la evaluación de los aspectos favorables y desfavorables de la
competencia en el sector.
En especial, existe mayor énfasis en el estudio del grado de concentración
horizontal y vertical actual en el mercado eléctrico, a través de índices del grado
de poder de un pequeño número de empresas eléctricas de las actividades de
generación y distribución sobre el mercado. Debido a las posibles
consecuencias negativas que afecten la competitividad y la libre competencia
del mercado eléctrico peruano.
Vlll
Introducción
La industria eléctrica está constituida por tres etapas: generación, transmisión y
distribución. Estas etapas poseen características distintas que hacen que la
organización industrial al interior de las mismas y sus interrelaciones hayan
sido fuentes continuas de debate tanto en el campo teórico como en el de la
aplicación de políticas que conduzcan a una asignación de recursos eficiente.
Por otro lado, el sector eléctrico peruano se ha caracterizado por un fuerte
grado de regulación gubernamental, habiendo sido común incluso la gestión
empresarial directa del Estado en el sector. A partir de 1994, el sector privado
se ha incorporado activamente a los ámbitos de la generación, transmisión y
distribución de electricidad, en el contexto de un marco regulatorio que facilite la
inversión privada en el sector.
El sistema eléctrico peruano ha demostrado ser capaz de generar un ambiente
proclive a la inversión privada, lo cual ha permitido simultáneamente la
incorporación de nuevos actores, así como la satisfacción adecuada de las
necesidades impuestas por el crecimiento del país. Y, el crecimiento sostenido
de la oferta y demanda de energía eléctrica.
Otro ejemplo de la tendencia del sistema a atraer nuevos actores a la
generación eléctrica lo constituyen los variados y publicitados proyectos de
generación por ciclo combinado que se espera sean implementados en el futuro
IX
próximo por parte de diversos consorcios internacionales, con el advenimiento
del gas natural de Camisea. La Comisión de Tarifas de la Energía (CTE) ha
estimado en este sentido que la llegada del gas natural y la incorporación de
nuevas plantas generadoras de ciclo combinado podría traducirse en una
reducción de tarifas en 15 % para el 2004, y esto, en un contexto donde se
espera que la demanda por energía eléctrica continúe creciendo a una tasa de
un 5% por año durante los próximos diez años.
A pesar de los logros señalados, el marco regulatorio peruano, como muchos
otros en el mundo, no ha estado exento de críticas. Recientemente, las críticas
se han concentrado en la integración horizontal y vertical que caracteriza el
Sistema Interconectado Centro Norte, lo que se refleja en relaciones
patrimoniales entre la principal empresa distribuidora, Edelnor, y las
generadoras Edegel, Etevensa y EEPSA.
De acuerdo a diversos observadores, esta integración horizontal y vertical sería
perjudicial para el sistema eléctrico ya que dificultaría la competencia en la
generación de electricidad, que sería a su vez la única etapa del proceso
generación - transmisión - distribución, donde la competencia sería
técnicamente posible.
X
1. Marco teórico
1.1 Sector eléctrico
El sector eléctrico en el Perú se ha caracterizado por tener participación estatal
y privada antes del gobierno militar. Después de1972 la administración pasa a
manos del estado, organizándolo en una estructura vertical integrando a la
generación, transmisión y distribución.
En 1992 se dio inicio a una reforma del sector eléctrico siguiendo la tendencia
en el ámbito mundial por desregular el sistema. La Ley de Concesiones
Eléctricas en dicho año incentiva la descentralización del sistema dando
independencia a los sectores de generación, distribución, transmisión y
distribución.
Existe un Sistema Interconectado Nacional (SINAC) que inició sus operaciones
en octubre del 2000, este sistema involucra la interconexión de dos sistemas
importantes. El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y el Sistema
Interconectado Sur (SIS). Además de existir empresas integradas aisladamente
en determinadas zonas del país, que conforman sistemas aislados (SS.AA).
El sistema eléctrico peruano esta conformado por 19 empresas generadoras, 2
transmisoras y 21 distribuidoras. Durante 1999, el número de empresas en el
SICN eran de 12 generadoras, 1 transmisora, y 11 distribuidoras. El número de
empresas en el SIS eran de 5 empresas generadoras, 1 transmisora y 3
distribuidoras. Y, el número de empresas en los SS.AA. son de 2 empresas
generadoras y 7 distribuidoras.
La empresas generadoras del Sistema Interconectado Nacional son las
siguientes:
• Aguaytía Energy del Perú
• Cementos Norte Pacasmayo Energía
• Edegel
• Egenor
• Electroperú
• Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa
• Empresa de Generación Eléctrica Cahua
• Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu
• Empresa Eléctrica Piura (Eepsa)
• Empresa de Electricidad de los Andes
• Empresa de Generación Eléctrica de San Gabán
• Empresa de Generación Eléctrica del Sur
• Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla (Etevensa)
• Energía del Sur
• Pariac
• Shougang Generación Eléctrica
• Sindicato Energético
Las empresas generadoras de sistemas aislados son:
• Emp. Gen. y Comer. de Serv. Púb. de Elect. de Pangoa
• Generación Eléctrica de Atocongo
2
Las empresas transmisoras del Sistema Interconectado Nacional son
• Etecen
• Etesur
Las empresas distribuidoras del Sistema Interconectado Nacional Son:
• Consorcio Eléctrico Villacurí
• Edelnor
• Electro Puno
• Electro Sur Este
• Electro Sur Medio
• E lectrocentro
• Electro noroeste
• Electronorte Medio
• Electro norte
• Electrosur
• Emp. de Ser. Eléct. Munic. de Paramonga
• Empresa de Distribución Eléctrica Cañete
• Luz del Sur
• Sociedad Eléctrica del Sur Oeste
Las empresas distribuidoras de sistemas aislados son:
• Electro Oriente
• Electro Pangoa
• Electro Toca che
• Electro Ucayali
• Emp. Munic. de Servicios Eléctricos Utcubamba
• Proyecto Especial Chavimochic
• Servicios Eléctricos Rioja
3
1.2 Sector de Generación
En el sistema de generación dos son las medidas que son relevantes para
referirse a la magnitud de la energía eléctrica. Estas son potencia y energía.
Entendiéndose por potencia a la capacidad de producción de la unidad de
generación mientras que la segunda se refiere a la producción efectuada en
un periodo temporal. La potencia se mide en Watts o Vatios, la energía se
mide en kiloWatt hora (kW.h).
Entre las diferentes fuentes de generación tenemos a las hidroeléctricas con
agua de paso o almacenada, las termoeléctricas, la eólica (generación por
viento), las geotérmicas, las de ciclo combinado y la de energía nuclear.
Dentro de las térmicas están las maquinas de combustión interna así como las
de vapor que usan la fuerza motriz impulsada por el calentamiento del agua.
Este sector se caracteriza por presentar costos hundidos (hold up). Así mismo
el ritmo de crecimiento de la tecnología en este sector es muy lento, se estima
que es de 0.5% anual.
1.3 Sector Transmisión
La transmisión es una red que transporta la energía desde los generadores a
los puntos de consumo. Esta actividad tiene tres etapas bien definidas: (1) La
transformación de la tensión, que adapta el voltaje a las centrales. (2) El
transporte de energía a través de las líneas de alta tensión. (3) La calibración
de la tensión a bajos niveles para consumo final.
Esta actividad presenta economía de escala y costos hundidos. En el Perú la
propiedad de esta actividad esta en manos estatales. La construcción y
4
mantenimiento de una moderna red de transmisión es crucial para una
adecuada y eficiente coordinación en el sistema eléctrico entero.
1.4 Sector Distribución
Esta actividad lleva la energía desde las subestaciones hacia los consumidores
finales. Esta actividad presenta características de monopolio natural y regional.
Según un estudio este sector tiene una tasa de crecimiento tecnológico muy
dinámico 5% anual desde 1970 a 1986.
1.5 Agentes del mercado eléctrico peruano
Las instituciones que ejercen la regulación del sector eléctrico se agrupan en el
denominado Sistema de Supervisión de la Inversión en Energía, el cual está
compuesto por las siguientes entidades:
1.5.1 Empresas eléctricas de generación, transmisión y distribución
Las actividades de generación, transmisión y distribución son desarrolladas por
personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. Las actividades
mencionadas requieren de una concesión otorgada por el Estado a través del
Ministerio de Energía y Minas, dependiendo si la generación de energía
eléctrica utilice una potencia instalada superior a 1 O MW; si las instalaciones
para la transmisión de energía eléctrica afecten bienes del Estado y; si la
demanda de energía eléctrica en la actividad de distribución de energía
eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad supere los 500 MW.
1.5.2 Comité de Operación Económica de Sistema (COES)
El COES es una persona jurídica de derecho público interno integrado por los
titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión principal,
cuyas instalaciones se encuentren interconectadas. El objetivo de este
organismo técnico es coordinar la operación del sistema al mínimo costo,
5
garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos. Para tal efecto, los integrantes
del COES deberán operar sus centrales de generación y sistemas de
transmisión de acuerdo a los programas de operación determinados por el
Comité.
Para la constitución de un COES en un sistema interconectado se requiere que
se cumplan, simultáneamente, las siguientes condiciones:
a) Que exista más de una entidad generadora.
b) Que la potencia instalada total del sistema sea igual o superior
a 100 MW.
Las ventajas de pertenecer a un COES son las siguientes:
a) Despacho al mínimo costo de operación y falla.
b) Garantía de la venta de potencia firme.
c) Acceso abierto no discriminatorio.
En el Perú se ha constituido un COES para el Sistema Interconectado Nacional
(COES - SINAC), el cual integra los dos COES existentes antes de la
interconexión nacional, uno para el Sistema Interconectado Centro - Norte
(COES - SICN) y otro para el Sistema interconectado Sur (SIS).
1.5.3 Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE)
La Comisión de Tarifas Eléctricas es un organismo técnico y descentralizado
del Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y
administrativa, responsable de fijar las tarifas máximas de generación,
6
transmisión y distribución, así como establecer las fórmulas tarifarías de
electricidad aplicable a los clientes regulados.
1.5.4 Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual
(INDECOPI)
Encargado de velar por la aplicación de las normas de libre competencia,
represión de la competencia desleal, publicidad en protección al consumidor y
otras normas de su competencia, en los sectores de electricidad e
hidrocarburos.
1.5.5 Ministerio de Energía y Minas - Dirección General de Electricidad
La Dirección General de Electricidad es la dependencia del Ministerio de
Energía y Minas encargada de proponer y/o expedir, según sea el caso, la
normatividad técnica y legal del Subsector Eléctrico en las actividades de
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica,
promover su desarrollo, así sus funciones abarcan las políticas generales y
normatividad del Subsector.
1.5.6 Organismo Supervisor de la Energía (OSINERG)
Entidad con autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y
financiera que tiene la misión de fiscalizar, en el ámbito nacional, el
cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las
actividades de los subsectores de electricidad e hidrocarburos, así como el
cumplimiento de las normas legales y técnicas referidas la a conservación del
medio ambiente en el desarrollo de dichas actividades.
7
1.5.7 Clientes regulados
Son clientes de Servicio Público de Electricidad en condiciones de competencia,
en los cuales la fijación de precios se encuentra regulada por la Ley de
Concesiones Eléctricas. La cual señala que, el cliente regulado es aquel cuya
demanda de potencia es inferior al 20% de la demanda máxima de la concesión
de distribución, hasta un tope de 1 000 kW.
1.5.8 Clientes libres
Son clientes no sujetos a regulación de precios, que pactan sin restricciones las
condiciones de suministro con los Concesionarios.
1.6 Transacciones en el mercado eléctrico (Diagrama nº 1)
1.6.1 Transferencias entre generadores
Las transferencias de energía y potencia se realizan entre los generadores que
pertenecen al COES.
La forma en que el COES elabora el despacho de centrales se encuentra
específicamente reglamentada en la Ley de Concesiones Eléctricas. El
programa de operación consiste en ordenar la producción de cada central en
orden creciente a sus costos variables de operación. El costo variable de la
última central requerida para cubrir la demanda constituye el Costo Marginal de
Corto Plazo de la Energía.
Siempre que los costos variables de una central sean lo suficientemente bajos,
dicha central será requerida para despachar energía independiente de que
mantenga contratos con empresas de distribución o con clientes libres. De la
8
•
Precio Libre
DIAGRAMA Nº 1
Transacciones en la Industria Eléctrica
611
Precio en barra
y/o Libre
COES
Transferencias entre Generador
Precio en barra
y/o Libre
G2
r-----------------------
•
Precio Libre
\O-__________________________________________ 1
'
'[______________________________________________ _
misma manera, todos los generadores adquieren el COES la energía que
retiran del sistema los clientes con los que mantienen contratos. El precio de la
energía que los generadores retiran o despachan del sistema es igual al Costo
Marginal de Corto Plazo antes definido.
1.6.2 Ventas de generador a distribuidor
Cuando el distribuidor destina sus compras a cubrir la demanda de los clientes
pertenecientes al Servicio Público de Electricidad, la Ley de Concesiones
Eléctricas establece que el precio de dicha transacción debe de ser como
máximo igual al precio regulado (precio en barra) establecido por la Comisión
de Tarifas de Energía. Si el distribuidor compra al generador para cubrir la
demanda de sus clientes libres, entonces el precio de dicha transacción se fija
libremente por acuerdo entre las partes.
1.6.3 Ventas de generador y/o distribuidor a clientes libres
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas los clientes libres son aquellos
cuyas demandas superan 1 MW de potencia, mayormente pertenecen al sector
industrial. El precio de contrato es libre determinación entre el generador o
distribuidor con el cliente libre. Las tarifas en barra que fije la Comisión de
Tarifas de Energía, no pueden diferir en más de diez por ciento de los precios
vigentes en el mercado de clientes libres.
1.6.4 Ventas de distribuidor a cliente regulado dentro de su zona de concesión
De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, los clientes regulados son
aquellos cuyas demandas no superan 1 MW de potencia, en su mayoría
conformados por clientes residenciales. Dichos clientes son abastecidos, de
forma exclusiva y a un precio regulado establecido por la Comisión de Tarifas
de Energía, por la empresa de distribución concesionaria de la zona en donde
se ubica el cliente.
10
2 Antecedentes
2.1 Marco Legal
El marco regulatorio peruano, regido por la promulgación de la Ley de
Concesiones Eléctricas, de noviembre de 1992 (Decreto Ley N º 25844),
reglamentada posteriormente (Decreto Supremo N º 009 - 93 - EM) comenzó
a operar incluso antes de que las principales empresas eléctricas fueran
privatizadas.
Las principales características de la Ley de Concesiones Eléctricas son:
a) Separa las actividades de generación, transmisión y distribución
eléctrica.
b) Elimina el monopolio del Estado en el sector eléctrico.
c) Promueve la competencia en la generación, a través de una
estructura tarifaría basada en costos marginales.
d) Regula las tarifas de transmisión y distribución eléctrica.
e) Premia la eficiencia de las plantas generadoras, por cuanto
beneficia a las de menor costo variable de energía eléctrica, vía
optimización del despacho de las centrales eléctricas, por parte
del COES, de acuerdo a su costo variable ( de menor a mayor).
En términos sucintos, el marco regulatorio peruano reconoce la posible
existencia de un monopolio geográfico natural en la distribución de electricidad
11
y establece en consecuencia precios regulados para los consumidores
pequeños de electricidad, permitiéndose condiciones y precios libremente
negociados para los "Clientes Libres", donde generadores independientes, o
incluso la autogeneración, son alternativas válidas de provisión de energía.
Los distribuidores de energía eléctrica tienen la obligación de proveerla a todo
el que lo demande en su área de concesión y en caso de no hacerlo, corren el
riesgo de perder la concesión. Por otra parte, en el mercado de la generación
se reconoce la posibilidad de competencia y por lo mismo, los precios de
transferencia generación - distribución, conocidos como precios en barra, si
bien se establecen en función de un promedio de largo plazo de costos
marginales, no se pueden desviar en más de un 10% de los precios vigentes en
el mercado libre de grandes clientes. El sistema opera a través de un Comité
de Operación Económica del Sistema (COES) cuya función es asegurar que en
todo momento, independientemente de los contratos que existan entre
generadores y distribuidores o generadores y grandes clientes, la provisión de
energía se haga atendiendo a un ranking de los costos marginales instantáneos
de operación del sistema, asegurando así que la generación se haga al menor
costo posible en todo momento del tiempo.
En el campo de la transmisión, existe acuerdo en que las economías de escala
son significativas por lo que la configuración de monopolios naturales es
común, estando éstos generalmente regulados. Por su parte, se presume que
en distribución aún existen economías de escala, demás de que por sus
características se tienden a configurar monopolios geográficos, debido a la
ineficiencia resultante de la superposición de redes en un mismo lugar.
Asimismo, en noviembre de 1997 se promulgó la Ley N º 26876, Ley
Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, a través de la cual se
estableció un sistema de autorización previa de los actos u operaciones de
12
concentración empresarial en el sector eléctrico peruano, sujetando a un
procedimiento de notificación aquellas integraciones verticales u horizontales
que se produjeran en las actividades de generación y/o transmisión y/o
distribución de energía eléctrica que tuvieran por efecto disminuir, dañar o
impedir la competencia y la libre concurrencia en los mercados de las
actividades mencionados o en los mercados relacionados. Esta Ley fue
reglamentada en octubre de 1998, mediante Decreto Supremo Nº 017 -98 -
ITINCI.
2.2 Funciones de la Dirección General de Electricidad / Dirección de Promoción y Estadística
De acuerdo al Decreto Ley Nº
25962 (92-12-12) que aprueba la Ley Orgánica
del Sector Energía y Minas en el artículo 6 inciso "a" respecto a las funciones
del Ministerio de Energía y Minas dice que: 11
es función del Ministerio de Energía
y Minas promover la inversión en el Sector."
Por otro lado, la Estructura Orgánica y el Reglamento de Organización y
Funciones del Ministerio de Energía y Minas mediante Decreto Supremo N º
027-93 EM (93-06-18) a través de los artículos 32, 33, 34 y 35 (inciso II
c"
y11k")
establece que la Dirección General de Electricidad siendo un órgano técnico
normativo es responsable de normar, proponer, e incentivar la inversión de las
actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de
energía eléctrica promoviendo su desarrollo. Esto mediante la recopilación y
evaluación de información estadística relacionada al ámbito de su competencia.
Como se observa, en el organigrama del Ministerio de Energía y Minas
(diagrama nº 2) la Dirección General de Electricidad dispone de tres órganos
de línea, entre los cuales, la Dirección de Promoción y Estadística es la
encargada de realizar las funciones de promoción de la actividad eléctrica y del
manejo estadístico del sector.
13
DIAGRAMA Nº
2
Organigrama del Ministerio de Energía y Minas
:¡;;: Fuente: Compendio de Normas del Subsector Electricidad - MEM
demás, de acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley 25844) artículo 31
inciso "d' que dice: "Los concesionarios de generación, transmisión y
distribución están obligados a:
d) Presentar la información técnica y económica a los organismos normativos y
reguladores en la forma y plazos fijados en el Reglamento"; y el Reglamento de
la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo Nº 009 - 93 - EM. Art. 58
que dice: "Los concesionarios y titulares de autorizaciones están obligados a
presentar, a la Dirección, en forma mensual lo siguiente:
a) Información de producción
b) Información comercial;
e) Pérdidas de potencia y energía; y,
d) Otras informaciones que la Dirección considere
pertinentes respecto al servicio.
La Dirección establecerá los formatos y los medios tecnológicos mediante los
cuales las empresas deberán remitir dicha información, de acuerdo a la
actividad que éstas desarrollen.
En caso que otras entidades requieran dicha información, deberán solicitarla a
la Dirección ...... ".
Quedando de esta forma, establecida dentro de las funciones generales de la
Dirección General de Electricidad, las funciones a realizar de la Dirección de
Promoción y Estadística.
15
3 Diagnóstico de la situación
A partir de 1992, en que se crea un marco regulatorio que propicia un ambiente
de libre competencia en el mercado eléctrico peruano, se establecen las
funciones del Ministerio de Energía y Minas como ente normativo (regulador) y
promotor en lo que respecta al subsector electricidad. Motivo por el cual, se
crea la Dirección de Promoción y Estadística en 1995 con funciones inferidas
del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas
de 1993, el cual hasta la fecha no ha sido actualizado oficialmente.
De esta forma a finales de 1998, en la Dirección de Promoción y Estadística, en
lo que respecta al alcance de sus funciones,
situación:
se encuentra la siguiente
3.1 Estado Situacional del Sistema de Información Operativa de la
Dirección General de Electricidad
El Sistema de Información Operativa de la Dirección General de Electricidad
(SIO - DGE), administrado por la Dirección de Promoción y Estadística, fue
implementado en 1995 para cumplir con el objetivo del procesamiento de la
información técnica, operativa y comercial de las empresas que realizan
actividades de Generación, Transmisión y Distribución mediante las
aplicaciones SISGEN, SISTRA y SISDIS respectivamente, las mismas que
fueron enviadas a las empresas de electricidad y que se emplean actualmente,
16
estableciéndose un flujo de información mensual de las empresas de
electricidad hacia la DGE.
De esta forma, este sistema informático almacena la información estadística
del sector eléctrico tanto de empresas eléctricas de servicio público ( en
adelante empresas eléctricas) y de empresas de servicio privado
(Autoproductores). La información técnica comercial procesada por el sistema
principalmente consiste en:
a) Producción de energía eléctrica
b) Potencia instalada y efectiva
c) Combustibles
d) Transferencias de energía y potencia
e) Número de trabajadores
f) Ventas de energía eléctrica
g) Número de clientes
h) Pérdidas de energía eléctrica
i) Facturación
j) Líneas de transmisión (km)
Las características técnicas de este sistema son las siguientes:
a) Sistema Operativo: 0.0.S.
b) Lenguaje de programación: Clipper 5.2
c) Base de datos: Tablas DBF como aplicación de Acces para la
obtención de reportes.
d) No tiene seguridad en los datos
e) No es flexible en nuevas opciones
17
f) Limitación de datos
g) Medio de transferencia: Utilitario Sbackup
h) No migra a Internet
i) No tiene formatos financieros
j) No tiene formatos de inversiones
Aunque el SIO - DGE ha cumplido una etapa importante en la captura de
información desde su inicio, este sistema presenta inconvenientes operativos
que lo convierten en un sistema rígido y desactualizado. Además, no contempla
la posibilidad del manejo de información financiera ni de inversiones en el
sector. Por lo que, el replanteamiento del contenido de los formatos existentes y
optar por un nuevo Sistema de Información Operativo bajo un sistema operativo
más amigable (Windows) son acciones a las que está abocada la Dirección de
Promoción y Estadística.
Es necesario mencionar que, actualmente el Sistema de Información Operativa
en DOS se encuentra en una etapa de migración hacia el nuevo Sistema de
Información en Windows, el cual utiliza una base de datos en ORACLE
considerando los formatos financieros y de inversiones.
3.2 Incipiente promoción a la inversión en el sector eléctrico
Una las principales funciones de la Dirección General de Electricidad es la
promoción de la inversión en las actividades eléctricas mediante la difusión de
la información respectiva, pero debido a la falta de personal disponible para la
realización de actividades que conlleven al logro de ese objetivo, los resultados
de la citada Dirección se presentaban incompletos y de un alcance limitado.
18
La necesidad del sector eléctrico de que se promueva la inversión se basa en
los siguientes aspectos:
a) Es necesario mayor inversión para alcanzar un desarrollo
sostenido de la industria eléctrica como la presentada por otros
países de América Latina, como lo indican el escaso nivel del
coeficiente de electrificación nacional comparado con la Región,
donde nos ubicamos en penúltimo lugar con un 73% de
electrificación en 1999, de esta misma forma, lo apreciamos con
el consumo de energía per cápita, el cual se incrementaría ante
un mayor crecimiento económico influenciado en buena parte
por las inversiones. Igualmente, la potencia instalada nacional
comparada con otros países latino americanos es bastante baja,
aunque, hay que tener en cuenta que de acuerdo a nuestros
niveles de consumo actuales tenemos una sobreoferta de
potencia instalada de 1 000 MW, lo cual no impide el aumento
de la potencia instalada si se considera las posibilidades de
interconexión regional y de exportación de energía (gráficos nº
1, 2 y 3).
b) El consecuente desarrollo del sector eléctrico provee un
desarrollo económico del país, como por ejemplo, al aumentar el
grado de cobertura eléctrica en zonas rurales se fomenta el
desarrollo agroindustrial de dichas zonas.
c) La promoción de la inversión en el sector eléctrico incentiva la
confianza de los inversionistas en el potencial económico del
país y su sostenibilidad a largo plazo.
19
N
o
GRÁFICO Nº 1
Coeficiente de Electrificación en América Latina 1999
¡-·-í l
96,1 98,1 95,6 95 93,9 91,9 - 85,2 83,1 - - --
75,7
63,7 -
-�1> -�� -�� �
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--
-
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73,1 -
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Fuente: Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER). Elaboración propia.
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21
N
N
�- __ ..,_,_ ·- --
24,0
GRÁFICO Nº 3
Potencia instalada en América Latina (MW)
1999
64,0
1,2 9,9 12,2
---- -·--- --· .. -- ,._ __ , .. -· .... Ka -
21,2
3,3 8,0 5,7 2,1
------. 151.7
-�lb- ·!b-� -�� �
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'0
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Fuente: Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER). Elaboración propia.
Y, así permite seguir el proceso de obtener precios de
electricidad cada vez menores en beneficio de todos los
pobladores.
d) La necesidad de consolidar el desarrollo eléctrico del país
permite asegurar un servicio confiable y con los más altos
estándares de calidad.
e) Finalmente, el desarrollo de las actividades eléctricas como
consecuencia de una adecuada promoción a la inversión
provee mejoras macroeconómicas como generación de
nuevos puestos de trabajo y satisfacción de las necesidades de
la población.
23
4 Mejoras Funcionales
De acuerdo a lo señalado en el capítulo anterior, y según las necesidades
insatisfechas de un manejo de información actual y de interés para el sector se
planteó la asignación de un analista financiero para el desarrollo de las
acciones señaladas en el subsiguiente acápite.
Por lo que dentro de esta nueva concepción, para lograr la captación de
información importante para el sector se elaboró formatos de inversiones para
las empresas eléctricas, las cuales han informado sus programas de inversión
(avance trimestral y programa de inversiones en el corto y mediano plazo) a la
Dirección de Promoción y Estadística desde 1999. Esta información es
procesada en una base de datos como aplicación de Visual Fax Pro.
Respecto a la información financiera de las empresas eléctricas se procesa los
Estados Financieros auditados anuales (Balance General, Estado de
Ganancias y Pérdidas y el Estado de Flujo Efectivo) en una base de datos
Excel bajo formatos de Estados Financieros, utilizados por la Comisión Nacional
Supervisora de Empresas y Valores (CONASEV).
De esta forma, se recopiló, procesó y evaluó la información referente a las
inversiones de las empresas generadoras, distribuidoras, transmisoras y
proyectos en generación y transmisión, al igual que la información financiera.
Por otro lado, se elaboraron documentos de análisis referentes a la
24
competitividad del mercado eléctrico basándose en información comercial del
sistema de información operativa de la DGE (S10 - DGE).
4.1 Objetivos Propuestos
La Dirección de Promoción y Estadística para poder ampliar sus objetivos de
acuerdo a lo establecido por la Ley Orgánica del Sector Energía y Minas
plantea dentro del Plan de Trabajo Institucional (PTI) el siguiente objetivo
operacional:
Promover el desarrollo de las actividades eléctricas en el ámbito
nacional e internacional, a fin de asegurar el mercado nacional en
términos de eficiencia, eficacia y calidad del servicio.
Para lo cual se estableció estas dos metas operativas:
1 º Establecer políticas y estrategias de promoción mediante las siguientes
acciones:
a) Desarrollar una guía para los inversionistas interesados en
desarrollar actividades de generación, transmisión y/o
distribución de energía eléctrica.
b) Promover el desarrollo de actividades de Generación,
Transmisión y Distribución de energía eléctrica.
e) Difusión permanente de las actividades eléctricas en el país a
través de la atención en forma oportuna y de calidad de las
necesidades de información tanto de clientes internos y
externos del Ministerio de Energía y Minas.
25
d) Elaboración de documentos promotores referentes a la
competitividad del mercado eléctrico (inversiones, indicadores
financieros y de gestión, participación accionaria de empresas
eléctricas, indicadores de concentración monopólica
oligopólica, evolución de precios de energía eléctrica,
privatización y participación propietaria de empresas eléctricas)
a través de documentos de difusión por ejemplo el Boletín
Estadístico Eléctrico.
e) Edición de hojas Web en Internet.
2º Disponer de la estadística eléctrica actualizada en el ámbito nacional,
mediante las siguientes acciones:
a) Elaboración y actualización de base de datos de inversiones
del subsector eléctrico.
b) Elaboración y actualización de base de datos de estados
financieros de empresas del subsector eléctrico.
e) Elaboración y difusión del Boletín Económico Financiero e
Inversiones del subsector eléctrico.
26
4.2 Resultado obtenido: Análisis de la competitividad en el sector
eléctrico
La Dirección de Promoción y Estadística del Ministerio de Energía y Minas, ha
establecido como objetivo central , la promoción de las inversiones y de las
actividades eléctricas que se complementan con el objetivo básico del actual
marco regulatorio del sector eléctrico, que es, de ubicar el mercado eléctrico en
un ambiente más cercano a la libre competencia. Por lo tanto, el desarrollo de
temas de investigación referentes a la competitividad del mercado eléctrico es
el aporte profesional de la autora del presente informe de ingeniería a la
Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.
El desarrollo de los siguientes temas tienen como objetivo central lograr un
análisis continuo de los factores que influyen en una mayor competitividad, y al
mismo tiempo, señalar los factores que limitan o desfavorecen una situación de
competencia en el mercado eléctrico peruano. De esta forma, estructurando el
presente análisis se tiene que una primera parte de éste describe la evolución
del mercado eléctrico a través del comportamiento de las principales variables
del mercado eléctrico y la evolución de precio de energía eléctrica, aspectos
iniciales que influyen en la evaluación de la competitividad. En segundo
término, la evaluación de la eficiencia del mercado eléctrico a través de
indicadores de gestión en empresas del sector y en especial en empresas
privatizadas para evaluar los efectos de la privatización en la competitividad del
sector. Finalmente, el análisis de la competitividad mediante tres aspectos
favorables que incentivan y demuestran una mayor competitividad, los cuales
son: la participación propietaria de las empresas eléctricas, la evolución de las
inversiones en el sector eléctrico y la situación financiera de empresas
eléctricas a través de ratios financieros. Adicionalmente, se evalúa un aspecto
desfavorable a la competencia en este mercado como es la concentración
horizontal y vertical de parte de un grupo de empresas eléctricas, como
27
consecuencia del análisis de la participación accionaria de las empresas
eléctricas.
4.2.2 Comportamiento del mercado eléctrico
El mercado eléctrico ha desarrollado una mayor apertura a la competencia,
esencialmente a partir de 1995, año en que la participación privada en el sector
comenzó a cimentarse en el mercado eléctrico peruano.
De esta forma, el comportamiento del mercado eléctrico se aprecia a través de
la evolución de los indicadores técnicos de 1995 a 1999 (cuadro nº 1 ), los
cuales muestran como las variables del mercado eléctrico que se representan
tanto por la oferta como por la demanda de energía eléctrica han tenido un
desarrollo creciente y sustentable. La oferta de energía eléctrica está
representada por las variables potencia instalada, potencia efectiva y
producción de energía eléctrica; la demanda de energía eléctrica por las
variables: venta de energía eléctrica y número de clientes finales.
4.2.1.1 Oferta de energía eléctrica
Así, la evolución de la potencia instalada (gráfico nº 4a) tiene una tendencia
creciente considerándose una tasa promedio de crecimiento anual de 7%.
Comparándose con la evolución de la máxima demanda (gráfico nº 4b) se
observa que, es a partir del año 1995 en que la potencia instalada tiene un
crecimiento superior al incremento de la máxima demanda; en especial, por la
mayor instalación de centrales térmicas que representan el 53% de la potencia
instalada total. De esta forma, la sobreoferta de potencia instalada en el país del
orden del 46% asegura el crecimiento del mercado eléctrico peruano.
28
CUADRO Nº
1
Indicadores
INDICADORES TÉCNICOS 1995 1996 1997 1998 1999 ,.,....,c:,,..es .o,
·-----POTENCIA INSTALADA DE CENTRALES ELECTRICAS (MW) 4 462 4 663 6 193 6 614 5 742
Por tipo de generación hidráulica (%) 56 53 48 47 47 Térmica(%) 44 47 52 53 53
Por Sistemas SICN(%) 63 63 66 66 65 SIS(%) 14 14 15 14 15
Aislados(%) 23 23 19 20 20
POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES ELECTRICAS (MW) 3 411 4 003 4 581 4 782 5116 11%
Por tipo de generación Hidráulica(%) Térmica(%)
Por Sistemas SICN(%) SIS(%)
Aislados(%)
PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA (GW.h)
Por tipo de generación Hidráulica(%) Térmica(%)
Por Sistemas SICN(%) SIS(%)
Aislados(%)
NTAS DE ENERGIA ELECTRICA (GW.h)
Por tipo de cliente Regulados(%) Libres(%)
Por Sistemas SICN(%) SIS(%)
Aislados(%)
UMERO DE CLIENTES ' . . • ·
Por sector económico Industrial(%) Comercial (%) Residencial (%) Alum. Público(%)
Por Sistemas SICN(%) SIS(%)
Aislados(%)
63 37
70 17 13
77 23
73 13 14
;. •
65 35
85 11
4
40 23 32
5
78 13
9
55 45
63 14 23
77 23
73 14 13
66 34
85 12
3
42 23 31
5
78 13
9
48 52
66 15 19
74 26
73 15 12
59 41
80 17
3
49 20 27
4
77 14
9
44 56
67 13 20
74 26
74 14 12
".
55 45
80 16
3
53 17 26
4
79 15
7
45 55
66 15 19
76 24
74 15 11
14 592 10%
55 45
78 18 5
1,:
54 16 26
4
76 15
9
RADO PE ELECTRIFICACION NACIONAL(%) . " 65 ' 67 • 68 ' 70 73 3%
INDICADORES DE PRODUCTIVIDAD
Potencia instalada de empresas generadoras por trabajador (MW / trabajador) Producción de empresas generadoras por trabajador (GW.h / trabajador) N úmero de clientes de empresas distribuidoras por trabajador Ventas de energía eléctrica de emp. distribuidoras por trabajador (GW.h / trabajador)
ND)CADORES OE GESJION COMEff.CIAL. '. • ,. . ; , . . ·. . .
Promedio mensual venta a cliente final (kW.h / N º clientes) Prom. mensual ventas a clientes industriales (kW.h / N º de clientes ind.) Prom. mensual ventas a clientes residenciales (kW.h / N º de clientes res.)
. ' .. . ..
Consumo de Energía Eléctrica Per Cápita (kW.h / hab) Producción de Energía Eléctrica Per Cápita (kW.h / hab)
Fuente: Dirección General de Electrlcldad. Ministerio de Energla y Minas. Elaboracl6n propia
1,4 1,9 2.3 6,0 7,7 8.7
489 634 782 1,7 2,0 2.5
339 322 360 21 136 23 493 38 218
120 110 108
579 597 618 717 722 737
2,8 3.1 21% 10.7 11,3 17% 797 994 19% 2,6 3.2 17%
388 386 3% 47 802 52 777 26%
110 109 ·2%
636 645 3% 748 755 1%
29
1
GRÁFICO Nº 4
Evoluclón de la Potencia lnsatlada (MW) 1990 -1999
----···-- --- (4a)
Por tipo de fuente energética
7 000 �----------------------,
6000
5000
4 000
3000
2000
1 000
---�·-r--,n----·-·
):t ,;:i:::
O l r·:, ; r,-_, , ,.-.::i i .--d • ri-d , r:-1 i c·J i .-.-d ' , • ., i e·, 1
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
13 Hidráulica QTérmica
(4b)
Potencia instalada de servicio público vs mbima demanda
----: :::f.· •••••••• • • : : :·················· ,:,······::: . ················ i: 11 ffl §"
3000
!, 2 500
2 000
1 500
1 000
500
o
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.·. ·-· -.- -- .•. --· : ::::; __ :=: :::: .·. ·-· : ::; __ :=: ::� - ·- -- ·=· :-: ·.· -.. -. :-: ·-:·
·----,
--\-::: ··\:��:- - ·::: :::::: ::::
--11 . - ·:�: -�=�-:-::-:._
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Q Potencia Instalada 13 Mbima Demanda
Fuente : Dirección General de Electricidad. Ministerio de Enerr,la y Minas. Elaboración propia
l,J
o
En consecuencia a la sobreoferta de potencia instalada en el país , luego de la
interconexión de los Sistemas Interconectados Centro-Norte y del Sur en
octubre del 2000, se tendrá la posibilidad de exportar energía a países limítrofes
como Ecuador y Chile para lograr una integración regional. En este caso, se
cuenta con proyectos de líneas de transmisión en ejecución para integrar los
sistemas eléctricos de Perú - Ecuador evaluados por el Comité Técnico
Binacional de Energía y Minas Perú - Ecuador y, a través de las empresas
Etecen (Perú) y Transelectric (Ecuador) para que la interconexión (calculada
entre US$ 40 millones y US$ 100 millones) esté lista en menos de un año a
partir de iniciadas las obras. Respecto, a la interconexión Perú - Chile se
encuentra en una fase preeliminar para que las empresas eléctricas peruanas
comercialicen energía al norte chileno, en el que existe un mercado potencial
marcado por la presencia de empresas mineras de gran tamaño.
De igual forma, la evolución de la potencia efectiva muestra las mismas
características que la potencia instalada con una tasa de crecimiento de 10%
anual y una participación mayoritaria de centrales térmicas del 55%.
La evolución de la producción (gráfico nº 5) ha tenido también un
comportamiento creciente durante los últimos 5 años, con una tasa promedio de
crecimiento anual de 3%. Considerándose, una mayor participación de la
producción hidráulica y del Sistema Interconectado Centro - Norte que, para
1999 representaron el 76% y 74 % respectivamente.
31
w
N
GRÁFICO Nº 5
Evolución de la Producción de Energia Eléctrica (GW.h)
1990 -1999
Por tipo de generación
-- --·-----
20 ºººT71r----------
1aooo �I
-·-i--------------------------------------------
16 OOO-i- · -r--- -------- ------- --
14 000
12 000
10 000
8000
6000
4000
2 000
-----.-.-.
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Enrgla y Minas. Elaboración propia
---- - - --... -
4.2.1.2 Demanda de energía eléctrica
La evolución de las ventas de energía eléctrica (gráfico nº
6) desde 1995 a
1999 muestra una tasa promedio de crecimiento anual de 10%, habiendo una
disminución de la participación de las ventas al mercado regulado de 65% en
1995 a 55% en 1999, en cambio, la participación de las ventas al mercado libre
creció de 35% en 1995 a 45% en 1999 esto último, debido a una política de
ventas dirigida a la captación de clientes libres tanto de empresas generadoras
y distribuidoras en los últimos 3 años.
La evolución del número de clientes ha tenido una tasa de crecimiento anual de
7%, donde los clientes industriales han mostrado un notable incremento,
debido a que su participación del total de clientes pasa de 40% en 1995 a 54%
en 1999, principalmente porque los clientes libres son clientes industriales.
Durante 1999, tanto las ventas de energía como el número de clientes por
sistemas interconectados muestran una mayoritaria participación del SICN con
78% y 76% respectivamente.
4.2.1.3 Cobertura eléctrica
La evolución del coeficiente de electrificación (gráfico nº 7) muestra una tasa de
crecimiento anual de 3% desde 1995 a 1999, en que aumenta del 65% a 73%.
Se aprecia que se ha logrado satisfacer la demanda de energía eléctrica
insatisfecha en zonas rurales del país. Esto debido a un manejo eficiente de los
programas de electrificación rural desplegados por el Ministerio de Energía y
Minas.
33
GRÁFICO Nº 6
Evolución de la Venta de Energía Eléctrica (GW.h)
1992 - 1999
16 000
14 000
12 000
10 000
8000
6000
4000
2 000
o
·· .. ·········<>••<?•••·•••·i•> :f••••••••H••••••.··················••1••········································j1Ñtsf•··························· -- /{{{//\:(:(\:�//{{{:}!):!<·:::-:
<
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1992 1993
1998 1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas
Elaboración propia
34
GRÁFICO Nº 7
Evolución del Coeficiente de Electrificación (ºlo)
1994 -1999
74 1 72
70
1
68
66
'?fl. 64
62
60 61
58
56
54
1994 1995 1996 1997 1998 1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - MEM.
Elaboración propia
35
En conclusión al análisis acerca del comportamiento del mercado eléctrico,
realizando un balance entre oferta y demanda de energía eléctrica, existe
actualmente una sobreoferta de energía, en especial, por el potencial
hidroenergético del país y por el bajo consumo de energía per cápita. Y de
acuerdo, a la tendencia de la región latinoamericana de una integración del
cono sur, nos conlleva a situarnos en una posición ventajosa debido a la posible
exportación de energía eléctrica mediante la interconexión con Chile y Ecuador;
y por otro lado, las reglas de juego simétricas de los mercados de la región
conlleva a la interconexión regional para lograr mayor eficiencia y
competitividad, que van de la mano con el entorno mundial globalizado.
Añadiéndose, que con el ingreso del gas de Camisea al mercado eléctrico se
tendría un combustible más eficiente para la generación eléctrica. Entonces eso
mejorará los márgenes comerciales para la exportación de energía. Al mismo
tiempo, la tendencia creciente de lograr una plena cobertura eléctrica nacional
coadyuva a ir de una integración nacional a una integración regional.
36
4.2.2 Precios de energía eléctrica
Antes de la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas, los criterios
políticos en el manejo de las tarifas eléctricas, con niveles tarifarios
marcadamente inferiores a los costos de operación, determinaban cuantiosas
pérdidas en las empresas eléctricas y, consecuentemente, la ausencia de
recursos para ampliar la capacidad de generación, expandir la frontera eléctrica
y mejorar la calidad de los servicios existentes. En 1989 se llegó a la situación
más crítica, cubriendo la tarifa eléctrica solamente el 39% de los costos medios
de operación de las empresas del sector (cuadro nº 2).
Desde 1994 las tarifas eléctricas en promedio han mostrado un comportamiento
acorde con la búsqueda de la eficiencia, habiendo registrado una ligera
tendencia a la baja, de 7,24 ctvs US$/kWh en 1994 a 6,59 ctvs US$/kWh en
1999, debido a que el modelo tarifario se sustenta en el concepto de costo
marginal (Cmg), el cual se ha ido reduciendo progresivamente con las
inversiones realizadas de nuevas plantas, ampliación de las existentes,
construcción de moderna infraestructura eléctrica y mayor eficiencia alcanzada
por las empresas privatizadas. A esto se agrega que las tarifas se reducirán en
mayor medida cuando se empiece a utilizar el gas de Camisea en la
generación de energía eléctrica.
37
\..,.J
00
CUADRO Nº 2
Precio Medio y Costo Medio Operativo de la Electricidad (ctv. US$/kWh)
1985 3,64 3,33 1%
1986 3,37 5, 11 66%
1987 2,28 2,63 87%
1988 1,50 2,27 66%
1989 1,90 4,83 39%
1990 4,57 6,19 74%
1991 4,65 5,08 92%
Fuente: Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
4.2.2.1 Precios medios de energía eléctrica e inflación
La evolución de los precios medios de energía eléctrica desde 1993 hasta 1999
(gráfico nº 8) muestra que, a inicios de 1993 hasta 1996 una tendencia
creciente debido al sinceramiento de precios de la economía y, desde 1996
hasta 1999 muestra una tendencia decreciente, donde, el precio promedio de
1999 ha sido menor al precio promedio obtenido en 1998 a pesar que, desde
mayo a octubre de 1999 la tendencia ha sido creciente debido al alza de los
precios de los combustibles.
La evolución de la inflación desde 1993 hasta 1999 ha sido decreciente, de esta
forma la tendencia decreciente de los precios de energía eléctrica son acordes
a las variaciones de la inflación en los últimos años.
Asimismo, la variación de los precios de electricidad (gráfico nº
9) durante 1993,
1996, 1997 y 1998 (a excepción del precio industrial) fueron inferiores a la
variación de la inflación. En cambio, durante 1994 (a excepción del precio
industrial y comercial), 1995 (a excepción del precio industrial) y, en 1999
fueron superiores a la variación de la inflación. La variación acumulada de los
precios medios de electricidad para el período 1993 - 1999 son inferiores a la
inflación.
39
�o
�-
�
14
12
10
8
6
4
GRÁFICO Nº 8
Evolución del Precio Medio de Energía Eléctrica e Inflación
1993 -1999
2 +---------------------------------------------------------------- ---- --. --- ---.:.:.:,_------- --- ----------
45
40
35
30
25
20
15
10
5
o+----+----+-----+----+-----------o
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
-+- Residencial - Industrial -Comercial _,._ Promedio -+- Inflación
Fuente: Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
�
GRÁFICO Nº 9
Variación de Precios Medios e Inflación
145 140 135 130 125 120 115 110 105 100 95 90 85 80
-
:,e 75 e... 70 e 65
'0 60 'ü 55
·e: 50
� 45 40 35 30 25 20 15 10 5 o
-5-10-15-20-25
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Acumulado
!CJ Residencial -15,34 58,33 20,36 4,42 -2,87 -12,50 -5,26 35,65
l!I Industrial -5,79 7,16 -2,11 -4,67 -7,02 32,31 -4,28 10,95
• Comercial -19,98 13,88 5,34 4,28 -3,53 -17,78 -7,34 -26,43
!!!!Promedio -13,06 36,20 9,95 3,45 -2,42 -17,40 -2,01 6,38
El Inflación 39,50 15,40 10,20 11,80 6,50 6,00 3,73 132,25
�
Fuente: Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
4.2.2.2 Evolución de los precios medios de energía eléctrica en Latino América I
La tarifa de energía eléctrica en el Perú se compara favorablemente con las
registradas en América Latina. Así, se presenta una comparación de la
evolución de los precios medios del sector residencial, industrial y comercial en
los países de Argentina, Chile, Colombia, Ecuador y Perú para el período enero
1997 - diciembre 1998.
Los precios medios de energía eléctrica para los sectores residencial, industrial
y comercial obtenidos de Argentina, Chile, Colombia y Ecuador son los precios
más representativos de cada país, debido a que, son precios de mayor
vigencia en el mes en moneda nacional (expresado en US$ a la tasa de cambio
mensual publicada por el F.M.I) o si el precio varia por ciudad, se ha
seleccionado el de mayor consumo. En el caso del Perú, el precio medio en los
sectores mencionados se obtienen de la relación del monto de facturación y el
consumo respectivo en cada sector económico.
De acuerdo al gráfico nº 1 O, la evolución de precios medios en el sector
residencial (incluye impuestos), nos muestran que los precios medios de Chile,
Colombia, Ecuador y Perú tienen una tendencia decreciente. Por otro lado, la
tendencia que muestra Argentina es casi constante.
Así, las variaciones del precio medio residencial en Argentina, Chile, Colombia,
Ecuador y Perú entre enero 1997 y diciembre 1998 son 0%, -18%, -19%, -39%
y-21 % respectivamente.
1 Fuente Estadística: Precios Referenciales Mensuales (Argentina, Chile, Colombia, Ecuador y
Perú - Precio Industrial): OLADE (Organización Latino Americana de Energía) y Precios Medios Residencial y Comercial (Perú): DGE - MEM (Dirección General de Electricidad - Ministerio de
Energía y Minas).
42
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
.....
t: �
GRÁFICO Nº 1 O
Evolución Mensual del Precio Medio Residencial 1997 -1998
(Incluye Impuestos)
• • • • • • . . . . . . . ...... � ........ -..... �.� .. ·-··-·.,_ ...
·-+--._ I ! 1:: • 1 • 1 �
Ene.97 Mar.97 May.97 Jul.97 Set.97 Nov.97 Ene.98 Mar.98 May.98 Jul.98 Set.98 Nov.98
-+-Argentina -Chile _.._Colombia --Ecuador -Perú
16
14
12
10
8 6 10,71 4
2
Argentina
GRÁFICO Nº 11
Precios Medios Residencial
(Ctv. US$/kW.h) (A Dic. 1998)
1,55
2,44 0,00
8,63
2,77
Chile Colombia Ecuador
O Precio Neto O Impuestos
1,45
8,05
Perú
Fuente: Organización Latinoamericana de Energla (OLADE). Elaboración Propia.
43
En el gráfico nº 12, la evolución de precios medios en el sector industrial
(incluye impuestos) nos muestra que en Argentina la tendencia es ligeramente
creciente. En cambio, en Chile, Colombia, Ecuador y Perú la tendencia es
decreciente. Donde, las variaciones del precio medio industrial en Argentina,
Chile, Colombia, Ecuador y Perú en el período señalado son 0,3%, -19%, -19%,
-40% y-3 %.
Asimismo, en el gráfico nº 14, la evolución de precios medios en el sector
comercial (incluye impuestos) se observa una tendencia decreciente en Chile,
Colombia, Ecuador y Perú. Aunque, en Argentina existe una ligera tendencia
creciente. De esta forma, las variaciones del precio medio comercial en
Argentina, Chile, Colombia, Ecuador y Perú entre enero 1997 y diciembre 1998
son 3%, -16%, -20%, -35% y-28%.
Realizando, el análisis de precio medio en el sector residencial sin considerar
los impuestos sobre las ventas en cada país a diciembre de 1998 (gráfico nº
11 ), se observa que, en Perú fue menor a la de Argentina y Chile, pero mayor a
la registrada en Colombia y Ecuador, así, Colombia tiene el precio más bajo
sin considerar los impuestos, debido a que en ciudades como Bogotá y Medellín
el sistema tarifaría contempla una estructura para el sector residencial basada
en seis estratos, donde los estratos más bajos pagan una menor tarifa (subsidio
cruzado).
Igualmente, hay que considerar que en Ecuador existe un sistema de subsidios
cruzados en las tarifas residenciales, industriales y comerciales y que, el
Impuesto al Valor Agregado (IVA) no es aplicado al servicio eléctrico.
Similar comportamiento se registra en el precio medio de energía eléctrica
industrial a diciembre 1998 (gráfico nº 13) sin considerar los impuestos, siendo
44
8
J:: 7
zt 6
5o
4
GRÁFICO Nº 12
Evolución Mensual del Precio Medio Industrial 1997 -1998
(Incluye Impuestos)
Ene.97 Mar.97 May.97 Juf.97 Set.97 Nov.97 Ene.98 Mar.98 May.98 Jul.98 Set.98 Nov.98
....,_ Argentina
9
8 1,99
7 6
5
4
3 5,78
2
1
o
Argentina
-Chile _.,_Colombia -+--Ecuador
GRÁFICO Nº 13
Precio Medio Industrial
(Ctv. US$/kW.h) (A Dic. 1998)
0,88 1,32
0,00
4,87 5,08 4,24
Chile Colombia Ecuador
O Precio Neto O Impuestos
0,84
4,69
Perú
Fuente: Organización Latinoamericana de Energfa (OLADE). Elaboración Propia.
-Perú
45
� �
17
16
15
14
13
12
11
10
8
7
6
5
4
3
GRÁFICO Nº 14
Evolución Mensual del Precio Medio Comercial 1997 -1998
(Incluye Impuestos)
� 1 • • ---------------�----e : : :=:==:= : : : -- . • • .. • • •
..____ . • • •
-........ A -----�--
• • • • • • •
-- . . . .
. ....._____, . . . . .
-----------1--�-I--�·-··----� . -. .
�--·,__--------�--Ene.97 Mar.97 May.97 Jul.97 Set.97 Nov.97 Ene.98 Mar.98 May.98 Jul.98 Set.98 Nov.98
�Argentina -Chile _.,_Colombia -Ecuador -Perú
GRÁFICO Nº 15
Precio Medio Comercial
(Ctv. US$/kW.h) (A Dic. 1998)
16
14 3,52
12 3,83
10 1,38
8 0,28 1,07
6 0,00 4 7,68 6,75
2 4,95 5,95
o
Argentina Chile Colombia Ecuador Perú
O Precio Neto O Impuestos
Fuente: Organización Latinoamericana de Energla (OLADE). Elaboración Propia.
46
la del Perú menor a la de Argentina, Chile y Colombia, aunque más alta que la
de Ecuador.
En el gráfico nº 15, el precio medio comercial a diciembre de 1998 sin
considerar los impuestos. Muestra que, en Argentina el precio medio es el más
alto que otros países, siguiendo, Chile y Colombia y, en este caso, Perú y
Ecuador tienen los precios más bajos en la región.
Finalmente, realizando una comparación de los pliegos tarifarios de los países
seleccionados, se presenta el cuadro nº 3, en el que de acuerdo, a una
calificación acerca de las características de los sistemas tarifarios de cada
país, muestra que, el sistema tarifario peruano cumple con las tres
características principales Neutralidad, Equidad y Eficacia, en segundo lugar lo
cumple el sistema tarifario chileno, pero respecto a la diferenciación horaria es
sólo por potencia siendo menos equitativo. Luego, Argentina tiene un sistema
sin neutralidad, pues no contempla la posibilidad de elegir libremente la opción
tarifaría. Colombia y Ecuador, por su parte, muestran deficiencias en las
características antes mencionadas debido al esquema de subsidios cruzados
en sus sistemas tarifarios que restan equidad y eficacia.
En conclusión, los precios medios de energía eléctrica en el Perú es un
resultado medible de la eficiencia del mercado eléctrico que se transfiere a los
consumidores finales.
47
CUADRO Nº 3
Características de los Sistemas Tarifarios en Latino América
Tarifas horarias de potencia Tarifas horarias de energía Tarifa según sector económico Tarifas estacionales Tarifa según el tipo de instalaciones de distribución (aérea/subterránea) Tarifas residenciales según estratos de consumo Tarifas diferenciadas por nivel de tensión .SS.SOS:.
Cliente con _i:>_osibilidad de utilizar eficientemente la electricidad
NOTA:
-../ : Cumple con la característica
X : No cumple con la característica
: Cumple parcialmente con la característica
Fuente: Comisión de Tarifas Eléctricas.
+:>, 00
1 ECUADOR I COLOMBIA 1
SI NO NO
SI NO NO
NO SI SI
SI NO NO
NO NO NO
NO SI SI
SI NO SI
SI SI
NO SI
NO SI
SI NO
SI NO
NO NO
SI SI
4.2.3 Indicadores de productividad, gestión comercial y económico -energéticos en empresas del sector.
La evolución de los indicadores de productividad y de gestión comercial
muestra el incremento de la eficiencia de las empresas eléctricas en el sector
eléctrico y la evolución de los indicadores económico - energéticos muestran el
incremento de la relación de las variables producción y consumo de energía
eléctrica respecto a la población del país para el período 1994 - 1995 (cuadro
nº 1 y gráfico nº 16).
4.2.3.1 Indicadores de productividad
De esta manera, dentro de los indicadores de productividad en la actividad de
generación se tiene la potencia instalada de empresas generadoras de servicio
público por trabajador y la producción de las mismas por trabajador (gráfico nº
16). Así, la tendencia creciente de la potencia instalada de empresas
generadoras de servicio público por trabajador representa un mayor incremento
del parque generador respecto al uso de recursos internos (RR.HH),
aumentando de 1,4 MW x trabajador en 1994 a 3, 1 MW x trabajador en 1999,
con una tasa de crecimiento de 21 % anual. Igualmente, la producción de
empresas generadoras por trabajador crece de 6,0 GW.h x trabajador a 11,3
GW.h x trabajador con una tasa de crecimiento de 17%.
De estos dos indicadores de productividad (cuadro nº 4 y gráficos nº 17 y 18),
el más representativo para determinar un ranking respecto al sector generación
es el dado por GW.h x trabajador, con el cual para 1999 se obtiene que
Aguaytía, Electroperú. Edegel y EEPSA son las generadoras más eficientes.
49
GRÁFICO Nº 16
Evolución de Indicadores de Productividad
1994 -1999
Número de clientes de emp.
distribuidoras por trabajador
Potencia instalada de emp.
generadoras de servicio público
por trabajador 4--------------, 1200 -r-------------,
\ 1
1 1
L
-eo ,:,
3
'e 2
3 1,3
3, 1 2,8
1,9
1,4
1994 1995 1996 1997 1998 1999
Producción de emp. generadoras
de servicio público por trabajador
12 ------------"H-,el-,
1994 1995 1996 1997 1998 1999
1000 -e-o
iii' 800 .0
; 600
.! 400 o
200
994
'
1994 1995 1996 1997 1998 1999
Ventas de emp. distribuidoras por
trabajador
3,5
1994 1995 1996 1997
3,2
1998 1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas
Elaboración propia
50
CUADRO Nº
4
Indicadores de Productividad de Generadoras
1 Aguaytía Energy del Perú S. R. L TOA. 10 156,6 310,6 15,7 31, 1
2 Cementos Norte Pacasmayo Energía S. A. 19 63,9 197,8 3,4 10,4
4 EDEGEL S. A. 180 833,1 3 092,8 4,6 17,2
5 EGENORS. A. 240 529,1 1 496,3 2,2 6,2
6 Electroperú S. A. 254 1 046,5 6 814,7 4,1 26,8
7 Emp. de Electricidad de los Andes S. A. 140 183,5 1 097,5 1,3 7,8
8 Emp. de Generación Eléctrica Cahua S. A. 41 41,5 212,7 1,0 5,2
9 Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa S. A. 131 329,0 1 378, 1 2,5 10,5
10 Emp. de Generación Eléctrica del Sur S. A. 69 64,8 241,5 0,9 3,5
11 Emp. de Generación Eléctrica Machupicchu S. A. 63 32,1 71, 1 0,5 1, 1
12 Emp. de Generación Eléctrica Pariac S. A. 8 4,6 21, 1 0,6 2,6
13 Emp. De Generación Eléctrica San Gabán S.A. 5 110,0 4,6 22,0 0,9
14 Emp. de Generación Termoeléctrica Ventanilla S. A. 49 549,3 32,0 11,2 0,7
15 Emp. Eléctrica de Piura S. A. 47 159, 1 546,5 3,4 11,6
Emp. Gen. y Comer. de Serv. Públ. de Elec. Pangoa S. 5 0,3 1,3 O, 1 0,3
Energía del Sur S. A. 139 257,6 1 173,3 1,9 8,4
Generación Eléctrica de Atocongo S. A. 11 27,8 5,1 2,5 0,5
Proyecto Especial Chavimochic 19 7,9 10,4 0,4 0,5
Shougang Generación Eléctrica S. A. 32 62,5 2,8 2,0 0,1
Sindicato Enerqético S. A. 18 62,5 61,7 3,5 3,4
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
V-,
V,
N
GRÁFICO Nº 17
MW / Trabajador de las Empresas Generadoras
. -- - - -- - - -- ---------------
Egesur -Cahua -
ElectroAndes � Enersur
Shougang
Egenor
Egasa
Atocongo
GENERACIÓN 3,1
CNP Energía
EEPSA
Sindicato Energético
Electroperú
Edegel
Ventanilla
Aguaytla
San Gabán
o 5 10
MW / trabajador
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energla y Minas
Elaboración propia
15 20 25
V,
w
GRÁFICO Nº 18
GW.h / Trabajador de las Empresas Generadoras
Egenor .,__ ______ __.1
Electro Andes ¡.,,..,_�e:--,:;i;�- -"-�=�=�·11
Enersur .__ _______________ _,1
CNP Energía 11,3i
GENERACIÓN ··········-----------------------
EEPSA
Edegel
o 5
1 1
10 15
GW.h / trabajador
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energla y Minas
Elaboración propia
20 25 30 35
Asimismo, los indicadores de productividad en la actividad de distribución
(gráfico nº 16) se tiene el nº de clientes de empresas
distribuidoras por trabajador y las ventas de energía eléctrica de empresas
distribuidora por trabajador. Por lo que, el aumento del nº de clientes de
empresas distribuidoras por trabajador nos indica una tendencia creciente de la
expansión del mercado eléctrico mediante la mayor cobertura de las empresas
distribuidoras y un uso eficiente de sus recursos humanos, en este caso se
incrementa de 489 clientes x trabajador a 994 clientes x trabajador,
representando una eficiencia de 103% medida desde 1995 a 1999, además de
crecer 19% anualmente. Las ventas de energía eléctrica por trabajador crecen
de 1,7 GW.h x trabajador a 3,2 GW.h x trabajador con una tasa de crecimiento
de 17% anual.
También, de entre estos dos indicadores (cuadro nº 5 y gráficos 19 y 20), el
más representativo para determinar un ranking respecto al sector distribución
es el dado por las ventas de energía por trabajador (GW.h / trabajador) donde
para 1999 Luz del Sur, Edelnor, Electro Norte Medio y SEAL son las
distribuidoras más eficientes del sector.
54
Vt
Vt
CUADRO Nº
5
Indicadores de Productividad de Distribuidoras
1 Consorcio Eléctrico Villacurí S. A. 20 160 19, 1
2 EDELNOR S. A. 750 862 897 3 421,5
3 Electro Oriente S. A. 131 96 381 168,8
4 Electro Pangoa S. A. 4 808 0,7
5 Electro Puno S.A.A. 67 77 009 14,7
6 Electro Sur Este S. A.A. 268 171 527 251,6
7 Electro Sur Medio S. A. 225 103 010 356,8
8 Electro Ucayali S. A. 32 27 349 80,7
9 Electrocentro S. A. 231 269 589 399,0
10 Electronoroeste S. A. 191 181 065 338,8
11 Electronorte Medio S. A. 147 303 907 644,7
12 Electronorte S. A. 182 147 755 227,1
13 Electrosur S. A. 95 78 736 148,2
14 Emp. de Distribución Eléctrica Cañete S. A. 19 21 896 46,5
15 Emp. de Serv. Eléc. Munic. de Paramonga S. A. 13 4 921 4,3
16 Emp. de Serv. Eléctrico de Tocache S. A. 8 1 663 1,4
17 Emp. Munic. de Servicios Eléctricos Utcubamba 9 3 788 3,9
18 !NADE - Proyecto Especial Chavimochic 7 1 605 0,8
19 Luz del Sur S. A. A. 649 656 661 3 410,8
20 Servicios Eléctricos de Rioja S. A. 4 3 432 3,0 21 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S. A. 183 202 842 655,8
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
8 1,0
1 151 4,6
736 1,3
202 0,2
1 149 0,2
640 0,9
458 1,6
855 2,5
1 167 1,7
948 1,8
2 067 4,4
812 1,2
829 1,6
1 152 2,4
379 0,3
208 0,2
421 0,4
229 0,1
1 012 5,3
858 0,8 1 108 3,6
Vl
°'
ELSE ,."".._
Eleclro Oriente
GRÁFICO Nº 19
Nº de Clientes / Trabajador de las Empresas Distribuidoras
-----
E
lectro Norte f������;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;;::JElectro sur �
SERSA -- -:
__ ,1. D
ISTRI
B
E:: �����������������������������������=:=¡ - 1
Luz del Sur )::=:;:========::::::::::==============i SEAL
Elec1ro Puno
Edelnor
EDECanete
Electrocentro 1&,,:-:,u,'-'M::8« Electro Norte Medio
o 500 1000
Clientes / trabajador
Fuente: Dirección de Promoción y Estadistica. Eleboracl6n Propia.
1500 2000 2500
Vl
-J
GRÁFICO Nº 20
GW.h / Trabajador de las Empresas Distribuidoras
------- ------·-·-------· ·---
Electro Sur Medio 1--------------
Electrocentro l.=::::-�_ --:: -�:.""'-.::-::T . .,,,�- ":.:'.!
ENOSA '". ,.·., ,,,. ' . .. ,,_.,.-.,,:,=' -,- ,· . ·.·,. ··.-·JI
EDE Cañete
DISTRIBUCIÓN
SEAL
Electro Norte Medio
3,2
Edelnor llift:<:1'1'.���..1��,mw,-1�'@®��%.t�¾,.'W��"W-.-l.:m.iW�f@fil.@ ·:..��"«
Luz del Sur t=============----=============;::=======;==r
o 1
·-· �--..... -...,------ ------- ...... _ _, ... � -- -·- ... __ ,._,
2
GW.h / trabajador
Fuente: Dirección de Promoción y Estadistica. Eleboraclón Propia.
3 4 5 6
4.2.3.2 Indicadores de gestión comercial
Los indicadores de gestión comercial (gráfico nº 21) son representados por el
promedio mensual de la venta a cliente final, y de igual forma a clientes
industriales y residenciales. Tanto el promedio mensual de la venta por cliente
como el promedio mensual de la venta por cliente residencial e industrial nos
muestran la tendencia del manejo de las ventas a los clientes finales que se
representa en los clientes industriales y residenciales. De esta forma, el
promedio mensual de venta a cliente final crece con una tasa de 3% anual y el
promedio mensual de las ventas a clientes industriales crecen anualmente a
una tasa de 26%. En caso contrario, se aprecia que, el promedio mensual de
las ventas a clientes residenciales decrece anualmente a una tasa de 2%,
debido a que los clientes que representan el incremento de clientes
residenciales no tienen un consumo mayor al promedio, como consecuencia
del sinceramiento de precios desde 1993 y del Programa de Ahorro de Energía
que ha incidido más en el sector residencial, el cual crea hábitos de consumo
más mesurados. En caso, contrario en el sector industrial el efecto del
sinceramiento de precios anualmente ha tenido un menor crecimiento
comparándolo al sector residencial y en todo caso, ha habido la necesidad de
una mayor implementación de las auditorias energéticas en el sector industrial.
58
GRÁFICO Nº 21
Evolución de Indicadores de Gestión Comercial
1994 -1999
Promedio mensual
venta a cliente final
(Generadoras y Distribuidoras)
440--------------
Promedio mensual ventas a
clientes industriales y
residenciales
60 000 �---------� 125
i ! -¡ 50 000
120 �
't:I
.!! 360 3 7
386 .E 40 000
115 e
J:! 30 000
.e 280
t 20 000 -
l 10 000
110
- 105
200 ---�-----------
cQI .,,
::: QI o -¡¡¡
QI u 't:I e o Gl z :E - .,.s::. Gl
l�
1994 1995 1996 1997 1998 1999 O----------+--+----+ 100
1994 1995 1996 1997 1998 1999
-Prom_ Mensual Ventas a Clientes Industriales
....-Prom. Mensual Ventas a Clientes Residenciales
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas
Elaboración propia
59
4.2.3.3 Indicadores económico - energéticos
La evolución de la producción per cápita y del consumo per cápita (gráfico nº
22) ambas tienen una tendencia creciente debido al crecimiento sostenido de la
demanda (nºde clientes) y la correspondiente oferta. De esta forma la
producción per cápita crece a una tasa anual de 1 % y el consumo per cápita en
un 1%.
Aunque, al consumo de energía per cápita en el país ha aumentado, todavía se
encuentra entre los más bajos de América Latina, lo que demuestra que este
sector aún tiene amplias posibilidades de crecimiento, considerando que
todavía existen remanentes que serán transferidos a privados.
En conclusión, a través de estos tres tipos de indicadores, se evalúa el
desempeño de las empresas eléctricas desde 1994. En forma general, la
tendencia es hacia una mayor productividad y una eficiente gestión, debido
principalmente a un ambiente de mayor competitividad y de mayores
posibilidades de crecimiento del sector.
60
O\
780
760
740 .0 C'II 720
.e; 700
GRÁFICO Nº 22
Evolución de Indicadores Económico - Energéticos
1994 -1999
Producción de energía eléctrica
per cápita
,----
Consumo de energía eléctrica per
cápita
700 -----------------,
.0 C'II s:.
650
:C 600
6801
685 550
660
640 1994 1995 1996 1997 1998 1999
500 +----,----.-----,----.-----.------i 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energfa y Minas
Elaboración propia
...
4.2.4 Resultado de gestión de empresas eléctricas privatizadas
El proceso de promoción a la inversión privada iniciado en 1994 generó mayor
competencia en la gestión de las empresas del sector eléctrico, que se refleja
en los incrementos relacionados con la potencia instalada, ventas de energía
eléctrica, número de clientes y la disminución de pérdidas de energía eléctrica,
precios de energía eléctrica entre otros.
4.2.4.1 Evaluación de empresas privatizadas
La privatización ha permitido incrementar la potencia instalada del país en 1363
MW básicamente en generación térmica, con lo cual se ha reducido la
dependencia del recurso hídrico en la provisión de servicio eléctrico y la
posibilidad de restricciones eléctricas en casos de sequía, por otro lado también
se cubrió el déficit de oferta eléctrica imperante en el país que en 1990 alcanzó
el 26% de la demanda debido a los atentados terroristas a la infraestructura
eléctrica y al deficiente mantenimiento.
En el gráfico nº 23, se observa que, realizando la evaluación de la gestión de
las empresas generadoras privatizadas desde 1994 a 1999, el incremento de
potencia instalada ha sido de 142%, debido principalmente a las privatizaciones
de Edegel y Egenor en 1994 las cuales contribuyeron en este incremento por
los compromisos de inversión ejecutados. Así, Edegel amplió la potencia
instalada de su C.T. Santa Rosa en 137 MW, por su parte, Egenor incrementó
su potencia instalada en 216 MW con la ampliación de las CC. HH. Cañón del
Pato y Carhuaquero. Asimismo, Etevensa aumentó su potencia instalada en
349,32 MW adquiriendo nuevos grupos para la C.T. Ventanilla; y, de esta
misma forma la Empresa Eléctrica de Piura incrementó su potencia instalada en
94 MW. Por otro lado, en este período hubo nuevos ingresos de centrales de
62
GRÁFICO Nº 23
Resultado de gestión de empresas eléctricas generadoras privatizadas
Incremento de Potencia Instalada
de Empresas de Generación
Privatizadas
3000 2634
2500
2000
( 1500
1000
500
o
1994 1999
Crecimiento de Ventas de
Empresas de Generación
Privatizadas
7400 6949
6900 6400 5900
:e- 5400� 4900 � 4400
3900 3400 3157
5% 2900 2400 95%
1995 1999
f!I Distribuidoras O libres
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas
Elaboración propia
63
33%
generación de parte de empresas eléctricas como Aguaytía que representó un
ingreso de 156,57 MW al SICN y de Enersur con 257,6 MW en el SIS; además
de otras pequeñas empresas como Pariac, Shougang y Sindicato Energético
entre otras.
El crecimiento de las ventas de energía eléctrica de empresas de generación
privatizadas, en especial, las ventas a clientes libres han sido muy significativas,
puesto que en 1995 sólo representaba el 5% de las ventas totales de las
empresas generadoras privatizadas y en 1999 representa el 33%, lo cual indica
que, el mercado eléctrico para clientes libres se desarrolla en un ambiente más
cercano a la libre competencia.
Respecto a las empresas distribuidoras privatizadas (gráfico nº 24), en Lima
Metropolitana desde 1994 existen dos empresas Edelnor y Luz del Sur y, en
1997 se privatizó Electrosur Medio y; desde 1998 se privatizó las empresas
regionales Electronorte, Electronoroeste, Electrocentro y Electronorte Medio al
grupo económico peruano Gloria S.A.
De esta forma, la gestión empresarial de Edelnor y Luz del Sur en los últimos
seis años, se aprecia en un crecimiento del 53% del número de clientes en Lima
Metropolitana llegando a un 100% de cobertura eléctrica en sus respectivas
áreas de concesión, desde el 76% de coeficiente de electrificación que tenían
ambas empresas en 1994. Igualmente las ventas de energía eléctrica en Lima
Metropolitana crecieron en 25% desde 1994.
La eficiencia en la gestión de ambas empresas mejoró de 468 clientes por
trabajador en 1994 a 1 082 clientes por trabajador en 1999.
Cabe resaltar que, antes de la privatización las pérdidas en los sistemas de
distribución en el ámbito nacional registraban una tendencia creciente hasta
situarse en 20.6% promedio para el año 1994 llegando a 11,8% en el primer
64
GRÁFICO Nº 24
Resultado de gestión de empresas eléctricas distribuidoras privatizadas
en Lima Metropolitana
Crecimiento de
Clientes
1600
1400
1200
993 1000
1íii .!! 800 i
600
400
� 200
� o
1994 1999
1200
1000
'ci" 800
- 600
400 .!
o 200z
o
' ' 1
1 1
' 1
1 '
Eficiencia
468
� 1994
8000
7000
6000
5000 � ;: 4000 �
3000
2000
1000
o
1 082
111 �
1999
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas
Elaboración propia
Ventas
1994 1999
65
trimestre de 1999 (gráfico nº 25). En lo que respecta a Edelnor y Luz del Sur
han reducido significativamente sus pérdidas de energía: la primera, de 18,8%
en 1994 a 9, 7% en 1999, y la segunda, de 20% en 1994 a 1 O, 1 % a fines de
1999. Lo que ha permitido disminuir considerablemente los costos del servicio,
beneficiando de esta forma a sus clientes, a través de menor tarifa y mejor
servicio. En el caso de las regionales de distribución eléctrica, también han
logrado reducciones en las pérdidas de energía, a pesar del corto período
transcurrido desde su privatización (cuadro nº 6).
A la fecha, se han transferido al sector privado las cinco empresas en que, con
fines de privatización, se dividió Electrolima: Edelnor, Luz del Sur, Edegel, Ede -
Chancay y Ede Cañete. También se han privatizado las empresas en que se
dividió Electroperú: Egenor, Cahua, Etevensa y Empresa Eléctrica de Piura; así
como las empresas regionales de electricidad: Electrosur Medio, Electronorte,
Electronoroeste, Electrocentro y Electronorte Medio.
A través de este análisis, se ha apreciado los logros obtenidos luego de la
privatización en las actividades de generación y distribución, como una
consecuencia a la no discriminación a la propiedad extranjera en el sector y a
la posibilidad de una mayor competencia entre los agentes operativos del
mercado. Con lo que se puede concluir que, la privatización es un catalizador
importante para fomentar la competitividad en el sector.
66
O\ 00
CUADRO Nº
6
Pérdidas por distribución en empresas regionales(%)
Electro Norte Medio Electro Centro Electro Norte Electro Noroeste
20,4 I 14, 16 10,3 I 10,04 23,8 I 18,22
1 21,4 1 13,97
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energía y Minas.
Elaboración propia.
°' -.J
25
20
_ 15 :::e -10
5
GRÁFICO Nº 25
Evolución de Pérdidas de Energía Eléctrica (º/o)
1990 -1999
0-------------------------------�
1990 1991 1992 1993 1994 1995
__ _. _._.-__.._...,. _ •• ____ ,_,_,,_,_,� • •- G ....._ __ ---- ·-- -----•
1996 1997 1998
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
1999
4.2.5 Participación propietaria en empresas del sector
La participación propietaria de las empresas eléctricas del sector determinadas
para los años 1993 (inicio de la aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas)
y 1999, nos muestra la ventaja producida por una nueva estructura del mercado
eléctrico a partir de 1993. Donde, también se observa cómo se abre la
posibilidad a una mayor competitividad debido a una creciente participación
privada en el mercado eléctrico.
4.2.5.1 Evaluación de la participación propietaria 1993 y 1999
La participación propietaria durante 1993 respecto a 1999 muestra grandes
cambios, así, en los cuadros nº
7 y nº
8 se observa la participación estatal y
privada en cada una de las tres actividades eléctricas generación, transmisión
y distribución. En 1993, todavía se mantiene una mayor participación estatal
debido principalmente a que el proceso de privatización en el sector se inicia
con mayor énfasis en 1994. Durante 1993, el grado de propiedad estatal es de
casi el 100% en cada una de las tres actividades eléctricas, observándose la
concentración vertical de parte del Estado en el negocio eléctrico, pero por
motivos de comparación se distinguirán las tres actividades en este año.
En cambio, para el escenario identificado para el año 1999 se aprecia que la
participación del sector privado ha evolucionado de manera importante, en el
caso de la potencia instalada se ha tenido un incremento de 280% entre 1993 y
1999.
La participación propietaria del sector privado en el caso de las líneas de
transmisión comparando km de líneas entre 1993 y 1999 se incrementó en más
de 500%.
69
NOTAS:
CUADRO Nº
7
Participación Propietaria en Empresas del Sector 1993
2574,0 100% o
2191,9 100% o 0o/o 27 700 100% o 0o/o
588,8 100% o Oo/o 3039,8
1 82%
1 658,9
118%
1 1354,9
1 8:So/o
l 284,9
3628.6 85o/o 658.9 15o/o 1354.9 8:So/o 2811 °3039,8 82o/o 658,9 18o/o 3628,6 85o/o 658,9 15o/o
8:So/o 8:So/o
100% 100%
1 621 100% o Oo/o 390 2001100%1 01 0o/ol 55 700 390 200 100% o Oo/o
17o/o 17o/o Oo/o Oo/o
So/o 192,7 21o/o Oo/o o
588,8 100% o Oo/o o
4394,7 82o/o 943,8 18o/o 44 100% 4983,5 84o/o 943,8 16o/o 44 100% 1 936 100% o Oo/o 168 100%
445 900 100% o Oo/o 12 300 100%
710,3 o
o
o
o
o
o
Fuente: Plan Maestro de Electrcidad 1991, Anuario Estadístico 1996 y 1998 DGE / DPE
3306,2 77o/o 79o/o 2780,9 76o/o
27 700 100% 588,8 100%
0o/o 4438,7 82o/o Oo/o 5027,5 84o/o Oo/o 2105 100% Oo/o 458 200 100%
111 Potencia Instalada <MWJ.
121 Potencia efectiva <MWJ
131 Facturación <Miles USS Corrientes) Estadística de Operaciones 1993 · 1994 y 1995 COES SUR y Estadística de Operaciones 1993 · 1994 COES SICN.
Anuario Estadístico 1992 · 1993 y 1994. Plan Referencial de Electricidad 19994. Anuario Estadístico 1995. 141 Sistema principal de transmisión <kml
151 Sistema secundarlo de transmisión <kml
161 Sistema de transmisión total <kml considerando km x 1 terna.
171 cantidad de Abonados c10>¡ 181 Facturación <Miles uss Corrientes!
Incluye autoproductores.
-...J
o
Elaboración: Dirección General de Electricidad · Ministerio de Energía y Minas. Elaboración Propia
982,0 2:So/o 4288,2 857,8 24o/o 3638,7
o Oo/o 27 700 0,0 Oo/o 588,8
943,8 18o/o 5382,5 943,8 16o/o 5971,3
o Oo/o 2105 o Oo/o 458 200
2567,3 68% 535,8
28% 2430,3 72% 459,0
&So/o 41 871 3So/o 10 462
1124,7 100% 0,0 Oo/o 329,9
2790,4 38% 4503,7 6:Zo/o 1662,4
3915, 1 47% 4503,7 S3o/o 1992,3
o Oo/o 2 552 100% 530
o Oo/o 660 677 100% 91 945
NOTAS:
CUADRO Nº
S
Participación Propietaria en Empresas del Sector 1999
64% 305,11 36% 1727,3 36% 3103,1 64% 280,2 :ZSo/o
61% 296,8 39% 1404,1 34% 2727,1 66% 235,5 24%
11% 83 064 89% 87 266 41% 124 935 S9o/o o Oo/o
76% 107,0 24% 1454,6 93% 107,0 7% 0,0
8So/o 288,8 1So/o 4452,8 48% 4792,5 S:Zo/o 400,4 29%
83% 395,8 17% 5907,11 SSo/o 4899,5 4So/o 400,4 29%
100% o Oo/o 530 17% 2 552 83% 133 98%
100% o Oo/o 91 945 12% 660 677 88% 29 379 99%
862,3 7So/o 2007,5 3So/o 3734,9 &So/o 5742,4
749,5 76% 1639,6 3:Zo/o 3476,6 68% 5116,2
2 470 100% 87 266 41% 127 405 S9o/o 214 672
0,0 1454,6 93% 107,0 7% 1561,6
968,1 71% 4853,1 46% 5760,6 S4o/o 10613,8
968,1 71% 6307,8 S:Zo/o 5867,6 48% 12175,11
2 :Zo/o 663 21% 2 554 79% 3 217
381 1o/o 121 324 16% 661 058 84% 782 382
111 Potencia Instalada <MW> Fuente: Empresas de servicio público de electricidad. Sistema de Información operativa DGE /DPE
121 Potencia efectiva <MW>
131 Facturación <MIies uss corrientes>
141 Sistema principal de transmisión <km>, la empresa Redesur tiene concesión por 33 años.
151 Sistema secundario de transmisión <km>, sólo aquellas que Informaron las empresas a la DGE a 1999 Elaboración: Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energía y Minas. Elaboración Propia
161 Sistema de transmisión total <km> considerando km x 1 terna. 171 cantidad de Abonados <10,>
181 Facturación <MIies uss corrientes>
Incluye autoproductores.
-..J
Igualmente el nº de clientes de las empresas distribuidoras privadas para 1993
representa un 0%, en cambio, en 1999 representa el 79%.
En conclusión, la comparación de ambos escenarios nos muestra que el
modelo de transformación del sector obtuvo los siguientes logros:
a) La separación vertical de las actividades de la industria
eléctrica.
b) La apertura de la participación privada en cada actividad
eléctrica.
c) El acceso abierto a la red de transmisión e incremento
físico de ésta.
d) Aumento de inversiones en la infraestructura eléctrica.
e) Incremento de la cobertura eléctrica debido al mayor
número de clientes servidos.
72
4.2.6 Inversiones
Desde la década de los ochenta y hasta el inicio de la privatización del sector
eléctrico, la industria eléctrica presentaba todavía una concentración vertical de
las actividades de generación, transmisión y distribución, en las cuales el
Estado Peruano mantenía el rol de empresario bajo un manejo ineficiente en la
distribución de los recursos; por esta causa, las inversiones fueron mínimas en
relación con las necesidades de la población. Ello determinó que la brecha
entre la población que contaba con servicios eléctricos y aquella que carecía de
los mismos, fuera cada vez mayor.
En este contexto, se decidió promover la inversión privada en el sector. Para lo
cual adicionalmente a los dispositivos promulgados para promover la
competencia y la inversión privada nacional y extranjera en el país, se dictó un
nuevo marco legal (Ley de Concesiones Eléctricas) mediante la cual se
materializó la reestructuración del sector eléctrico nacional, promoviendo la
inversión privada en el sector y creando un marco regulador moderno en
diversas materias como: la fijación de tarifas, el otorgamiento de concesiones,
la prestación del servicio y la fiscalización de los operadores.
Además, el panorama de promoción de la inversión privada en el sector
eléctrico que se ha descrito está sustentado en un marco regulatorio que ofrece
garantías tarifarías tanto para el inversionista para operar sus actividades como
para los usuarios finales. Estas garantías son señales económicas que permiten
a los operadores y clientes finales tomar racionalmente sus decisiones de
oferta y demanda. Entre estás destacan:
a) Reconocimiento del costo económico de eficiencia
b) Fijación de tarifas basadas en costos marginales de
73
suministro
c) Promoción de la competencia
d) Estabilidad contractual
4.2.6.1 Inversiones ejecutadas 1990 - 1999
Las inversiones en el subsector eléctrico a partir del año 1990 hasta el año
1999 han manifestado un incremento sustancial. Sumándose a esto, la
promoción a la inversión extranjera mediante las privatizaciones de importantes
empresas como: EDEGEL, EDELNOR, LUZ DEL SUR, CAHUA, EEPSA y
ETEVENSA durante los años de 1994 a 1996. En este sentido, cabe señalar
que la participación del sector privado ha reportado ingresos al país de US$
2075 millones correspondientes a ventas de acciones y capitalizaciones, al
igual que, nuevas inversiones de US$ 683 millones como consecuencia de los
compromisos de inversión en el momento de la privatización (cuadro nº 9 ).
Por lo que, la estructura del subsector eléctrico tuvo cambios sustanciales ya
que el número de empresas eléctricas en 1990 era de 11 (Electroperú,
Electrolima y empresas regionales de distribución), mientras que, en 1999 se
presenta con 39 empresas eléctricas, 5 proyectos de generación (que
realizaron inversiones) y 2 proyectos importantes de transmisión: Consorcio
Trans Mantaro y Redesur.
De esta forma, el total de la inversión de 1990 a 1999 (cuadro nº 1 O) es de US$
3 747 millones con un incremento de 325%, y tasa promedio de crecimiento
anual de 17%. Al considerar dos etapas de las inversiones en el subsector
eléctrico, la primera de 1990 a 1993 (cuadro nº 11 ), que se caracterizó por ser
primordialmente estatal y, la segunda de 1994 a 1999 (cuadro nº 12), en que la
74
-...J V,
CUADRO Nº 9
Ingresos por Privatización e Inversiones Ejecutadas (Millones US$)
Por privatización(*) 1 314 63%
o 761 -------------------·
Directa(**) 1 611 51%
0%Jl 37% 474lí 1 050 15% 33%
(*) Ingresos por privatización en venta de acciones y capitalización a partir de 1994.
(**) Inversiones Ejecutadas en incremento y rehabilitación de planta, y ,respecto a
Transmisión, se incluye la inversión de activos otorgados en concesión.
Fuente: Dirección General de Electricidad - MEM y COPRI. Elaboración propia.
2 075
3 135
--.J O\
CUADRO N º 10
Inversiones Ejecutadas 1990 -1999 (Miles de US$}
'' ' w X � . 1 illl:'., .. , . . ,1,r . ··ili·· ¡:�� .• wi"Efil'ffl:1,:Hot11·,1•: 1 'l, - "'
Generación 42 708 27 515 71 171 68 373 56 538 46 067 163 019
Empresas Eléctricas 42 7 08 27 515 71171 68 37 3 56 538 46 053 162 87 5
Electropeni 42 220 11 497 54 215 49 330 12 668 23 670 26 810 Electrolima 488 16 018 16 956 19 043 Edegel 31 479 7 635 58 480 Egenor 521 Cahua 50 Empresa Eléctnca de Piura 6 Empresa de Generación Termoeléctrica de Ventanilla 38 550 Empresa de Generación Eléctrica de Machup1cchu 3 135 4 517 2 892 Empresa Energía del Sur Empresa Generación Eléctrica Pangoa ElectroAndes o 198 1 167 Empresa de Generación Eléctrica de Arequ1pa 2 797 1 496 4 194 Empresa de Generación Eléctrica del Sur o 72 227 Empresa de Generación San Gabán 6 459 8 465 29 977 Sindicato Energético Cementos Norte Pacasmayo Energia Empresa Administradora Chungar Proyectos en Ejecucción o o o o o 14 144
EGECEN Huanchor Hydro 14 144 Estudios/Proyectos o o o o o o o
GERTESA C&A PROHISA IESA Cementos Lima Hydro Tamboraque Transmisión 86 948 63 737 18 344 13 229 9 805 11 413 16 601
Empresas Eléctricas 86 948 63 7 37 18 344 13 229 9 805 11 413 16 601
Electropeni 83 130 61 462 8 516 329 9 469 Electrolima 3 818 2 275 9 828 12 900 Empresa de Transmisión del Centro 336 3 788 16 601 Empresa de Transmisión del Sur 7 625 o
Proyectos en Ejecucción o o o o o o o
Consorcio Transmantaro Red Eléctnca del Sur Proyecto Especial Olmos- Tinajones Distribución 6 943 23 607 74 238 85 550 73 401 163 399 193 277
Electro lima 63 12 342 21 804 24 126 Luz del Sur 19 854 34 628 44 516 Edelnor 9 021 23 889 53642 Electronoroeste o 1 081 6 374 11 083 10 700 10 705 12 108 E1ectronorte o 173 3 667 6 584 8 134 2 493 10 362 Electronorte Medio o 408 2 094 4 122 4 819 16 692 4796 Electrocentro o 1 033 8 356 7 241 7 337 11 849 17145 Electrosur Medio 6 343 7 678 5 448 4 003 1 234 5 788 10318 Electrosur Este o 134 3 167 5 892 6 264 48 943 17 612 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste 20 232 6 163 10 096 3 621 6 737 8 959 Electro sur 178 15 1 346 1 496 1 211 998 3 856 Electro Onente 339 511 15 819 10 907 1 205 677 9951,74 Electro Ucayali Coelv1sa Servicios Eléctncos R,o¡a EMSEU 12 EMSEMSA
Electrificación Rural 45 609 63 685 21 390 21 538 73 261 144 718 60 498 Distnbu1doras Regionales 37 275 41 182 21 390 21 383 Electropeni 8 334 22 503 o 155 Dirección Eiecut1va de Provectos . MEM 73 261 144 718 60498
'"· "� ' ; ,. ' ,,, ;• . . ;._TI.re: ?t�-- ;f;lf;S,.'_JI -�- ... ,,., -�"'W�1,..'
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
fi<�"'m.n1-�t;: 1C!:
343 444 365 363
340 37 7 350 569 39 439 14 522
113 617 96 150 19214 42870
196 281 469 34617
47 228 34 264 4 895 5 062
32 416 37 157 792
1 015 467 6 890 29 742 1 362 5 878
49 636 48 509 100
24 000 160
667 10 7 23
10 360 667 363
2 400 4 071
15
2 400 3 900 156
32 721 59 643
32 7 21 39128
15579 33390 17 142 5 738
o 20 515
13 488
7026,9 171 461 136 505
39342 41203 56848 30900
19 868 11 467 4 692 4 179 1239 1196 6522 1285 3330 4169
22 375 26 387 8 477 4 455 2 857 1 957
5901,74 9297,98
9 9
35 415 81 250
35415 81250 V ""':etlfl ;,t tei,r; r_,;
r-�:��1-··· 417 232
387 599 19 314
119 312 37 036
104 2 336 6 884
13 312 104 711
26 3 786
31 717 3 425
39 138 o
6 147 352
26 019
25 640 379
3 614
50 o
20 3 300
244 170 807
29 633
27 311 2 322
14117 4
115 580 23 909
1 685 121 500
28 805 41 037 11 192
2 379
1 190 2 487
16 793 6 931 1 093 8 135 1 122
281 o
37 17
64 698
64 698 ·-
- [l"fr,1�/.,U
1 601 430
1 553 ns
293 685 52 505
426 673 99 641
631 37 428
126 926 33 814
174 283 818
6 633 76 835 10 964
182 184 100
30 147 512
37 567
36 000 1567
10 085
65 o
20 9 600
400 483 247
321 558
162 906 28 821 97 005 32 827
161 689
129 068 23 909
8 712 1 049 882
58 335 208 348 215 337
94 578 42 663 35 366 61 958 50 798
147 568 55 692 15 007 62 744
1 122 281
o
67 17
612 062
121 230 30 992
459 840 , ·- , ó]l,YA,
Generación
Electroperú Electrolima
Transmisión
Electroperú Electrolima
Distribución
Electrolima Electronoroeste Electro norte Electronorte Medio Electrocentro Electrosur Medio Electrosur Este Sociedad Eléctrica del Sur Oeste Electrosur Electro Oriente
Electrificación Rural
Distribuidoras Regionales Electrof)_erú
CUADRO Nº 11
Inversiones Ejecutadas 1990 - 1993 (Miles de US$)
42 708 27 515
42 220 11 497
488 16 018
86 948 63 737
83 130 61 462
3 818 2 275
6 943 23 607
63 12 342
o 1 081
o 173
o 408
o 1 033
6 343 7 678
o 134
20 232
178 15
339 511
45 609 63 685
71 171 68 373
54 215 49 330
16 956 19 043
18 344 13 229
8 516 329
9 828 12 900
74 238 85 550
21 804 24 126
6 374 11 083
3 667 6 584
2 094 4 122
8 356 7 241
5 448 4 003
3 167 5 892
6 163 10 096
1 346 1 496
15 819 10 907
21 390 21 538
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
209 767
157 262
52 505
182 258
153 437
28 821
190 338
58 335
18 538
10 424
6 624
16 630
23 472
9 193
16 511
3 035
27 576
152 222
-..J 00
CUADRO Nº
12
Inversiones Ejecutadas 1994 - 1999
(Miles de US$)
,T"..lj¡'/¡:,t�� � ��1:k''. " ::, ''.� " -
:�: : -. .. ' .. !.
Generación 56 538 46 067 163 019 343 444
Empresas Eléctricas 56 538 46 053 162 875 340 3n
ElectropeN 12 668 23 670 26 810 39 439 Edegel 31 479 7 635 58 480 113 617 Egenor 521 19214 Cahua 50 196 Empresa Eléctrica de Piura 6 469 Empresa de Generación Tennoeléctnca de Ventanilla 38 550 47 228 Empresa de Generación Eléctrica de Machup1cchu 3 135 4 517 2 892 4 895 Empresa Energia del Sur 32 416 Empresa Generación Eléctrica Pangoa ElectroAndes 198 1 167 1 015 Empresa de Generación Eléctrica de Arequ1pa 2 797 1 496 4 194 6 890 Empresa de Generación Eléctnca del Sur 72 227 1 362 Empresa de Generación San Gabán 6 459 8 465 29 977 49 636 Sindicato Energético Cementos Norte Pacasmayo Energia 24 000 Empresa Adm1n1stradora Chungar Proyectos en Ejecucción o 14 144 667
EGECEN
Huanchor Hydro 14 144 667 Estudios/Proyectos o o o 2400
GERTESA
C&A PROHISA
!ESA
Cementos Lima 2 400 Hydro Tamboraque Transmisión 9 805 11 413 16 601 32 721
Empresas Eléctricas 9805 11 413 16 601 32 721
Electroperü 9 469 Empresa de Transmisión del Centro 336 3 788 16 601 15 579 Empresa de Transmisión del Sur 7 625 o 17 142 Proyectos en Ejecucclón o o o o
Consorcio Transmantaro Red Eléctrica del Sur
Proyecto Especial Olmos- TinaJones Distribución 73 401 163 399 193 277 171 461
Luz del Sur 19 854 34 628 44 516 39342 Edelnor 9 021 23 889 53 642 56 848 Electronoroeste 10 700 10 705 12 108 19 868 Electronorte 8 134 2 493 10 362 4 692 Electronorte Medio 4 819 16 692 4 796 1 239 Electrocentro 7 337 11 849 17 145 6 522 Etectrosur Medio 1 234 5 788 10318 3330 Electrosur Este 6 264 48 943 17 612 22 375 Sociedad Eléctnca del Sur Oeste 3 621 6 737 8 959 8 477 Electrosur 1 211 998 3 856 2 857 Electro Oriente 1 205 677 9 952 5 902 Electro Ucayal1 Coelvisa Servicios Eléctricos Rioja EMSEU 12 9 EMSEMSA
Electrificación Rural 73 261 144 718 60 498 35 415 Dirección Ejecutiva de Provectos - MEM 73 261 144 718 60498 35415
.,,: =1 ;i,; -� ,atllll. � ,1,-,i: • .: V, -. �� ·:a_."1;kllt,.: JJ .,.
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
- .. ' 365 363
350 569 14 522 96 150 42870
281 34617
34 264 5 062
37 157 792 467
29 742 5 878
48 509 100
160 10 723
10 360 363
4 071
15
3 900 156
59 643
39 128
33 390 5 738
20 515
13 488
7 027
136 505
41203 30 900 11 467
4 179 1 196 1 285 4169
26 387 4 455 1 957 9 298
9
81 250
81250
'U
r'"�;�'.:"'-'': =·-�·� ., .. ,� 417 232 1 391 663
387 599 1 344 011
19 314 136 423 119 312 426 673
37 036 99 641 104 631
2 336 37 428 6 884 126 926
13 312 33 814 104 711 174 283
26 818 3 786 6 633
31 717 76 835 3 425 10 964
39 138 182 184 o 100
6 147 30 147 352 512
26 019 37 567
25 640 36 ººº379 1 567
3 614 10 085
50 65 o o
20 20 3 300 9 600
244 400
170 807 300 989
29 633 139 301
9 469 27 311 97 005
2 322 32 827 141 174 161 689
115 580 129 068 23 909 23 909
1 685 8 712
121 500 859 544
28 805 208 348 41 037 215 337 11 192 76 040
2 379 32 239 28 742
1190 45 328 2 487 27 326
16 793 138 375 6 931 39 181 1 093 11 972 8 135 35 168 1 122 1 122
281 281 o o
37 67 17 17
64 698 459 840
64 698 459 840
,�_ .. :..,.:· 'L,E· i ·� ·_...,_,...,;,,�F1
inversión tiene un 50% de participación privada. Así, la primera etapa concluyó
con una tasa promedio de crecimiento anual de sólo 4%, en cambio, la segunda
tuvo una tasa de crecimiento de 29% (gráfico nº 26),
Así, en términos absolutos, US$ 2 218 millones corresponden a inversiones
del Estado en el subsector eléctrico de 1990 a 1999 (cuadro nº 13) y US$
1 529 millones corresponden a inversiones del sector privado de 1994 a 1999
(cuadro nº 14). Las inversiones estatales han tenido un incremento de 1990 a
1999 de 46% y una tasa promedio de crecimiento anual de 4%, teniendo en
cuenta que, la tasa de crecimiento de 1990 a 1994 es de -4% y de 1994 a
1999 de 12%; en cambio, la inversión privada interna desde 1994 a 1999 ha
tenido un incremento de 7 41 % con una tasa promedio de crecimiento anual de
53%, lo cual muestra que, la inversión privada en el subsector ha tenido una
clara tendencia creciente.
También, la inversión estatal y privada por tipo de actividad (cuadro nº 15)
presenta lo siguiente: en Generación la inversión estatal durante la década ha
representado 44% con una tasa de crecimiento anual de 14%, en cambio, la
inversión privada ha sido del 56%, considerando que, ésta se impulsó recién a
partir de 1994 y ha tenido una tasa de crecimiento anual de 55%. Y, bajo las
mismas consideraciones, la inversión estatal en distribución representa el 56%
con una tasa de crecimiento anual de 19% y la inversión privada 44% con una
tasa de crecimiento anual de 25%. En cambio, en Transmisión la inversión
estatal durante los últimos 1 O años ha representado el 68% del total de
inversión en esa actividad con una tasa de crecimiento anual de -11 % y, la
inversión privada ha sido el 32%, impulsándose la actividad privada en
transmisión a partir de 1998. Finalmente, la inversión en Electrificación Rural
de 1990-1999 fue únicamente de fondos estatales debido a las características
técnico económicas de estos tipos de proyectos sociales. Se destaca que, la
79
00
o
CI) "C
:E
GRÁFICO Nº 26
Inversiones Ejecutadas en el Subsector Eléctrico
1990 -1999
800 000
700 000
600 000 4%
500 000
400 000
300 000
200 000
100 000
o
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
[:] Generación � Transmisión o Distribución o Electrificación Rural
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energia y Minas. Elaboración propia
CUADRO Nº 13
Inversiones Ejecutadas Estatales 1990 - 1999 (Miles de US$)
Generación 42 708 27 515 71 171 68 373 34 528 38 418
Empresas Eléctricas 42 708 27 515 71 171 68 373 34 528 38 418
Electroperú 42 220 11 497 54 215 49 330 22 137 23 670
Electrolima 488 16 018 16 956 19 043
Empresa de Generación Eléctrica de Machupicchu 3 135 4 517
ElectroAndes 198
Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa 2 797 1 496
Empresa de Generación Eléctrica del Sur 72
Empresa de Generación San Gabán 6 459 8 465
Proyectos en Ejecucción o o o o o o
EGECEN
Transmisión 86 948 63 737 18 344 13 229 336 11 413
Empresas Eléctricas 86 948 63 737 18 344 13 229 336 11 413
Electroperú 83 130 61 462 8 516 329
Electrolima 3 818 2 275 9 828 12 900
Empresa de Transmisión del Centro 336 3 788
Empresa de Transmisión del Sur 7 625
Proyectos en Ejecucción o o o o o o
Proyecto Especial Olmos- Tinajones
Distribución 6 943 23 607 74 238 85 550 44 526 104 882
Electrolima 63 12 342 21 804 24 126 Electronoroeste S.A. o 1 081 6 374 11 083 10 700 10 705 Electronorte S.A. o 173 3 667 6 584 8 134 2 493 Electronorte Medio S.A. o 408 2 094 4 122 4 819 16 692 Electrocentro S.A. o 1 033 8 356 7 241 7 337 11 849 Electro Sur Medio S.A. 6 343 7 678 5 448 4 003 1 234 5 788 Electro Sur Este S.A. o 134 3 167 5 892 6 264 48 943 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste 20 232 6 163 10 096 3 621 6 737 Electrosur S.A. 178 15 1 346 1 496 1 211 998 Electro Oriente S.A. 339 511 15 819 10 907 1 205 677 Electro Ucayali
Servicios Eléctricos Rioja
Electrificación Rural
1�
Nota:
Incremento 1990 1999: 46%
Tasa de Crecimiento Promedio 1990 1999: 4% Tasa de Crecimiento Promedio 1990 1994: -4%Tasa de Crecimiento Promedio 1994 1999: 12%
-
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
65 267
65 267
26 810
2 892
1 167
4 194
227
29 977
o
16 601
16 601
16 601
o
o
95 108
12 108
10 362
4 796
17 145
10 318
17 612
8 959
3 856
9 952
..
103 237
103 237
39 439
4 895
1 015
6 890
1 362
49 636
o
32 721
32 721
15579
17 142
o
71 932
19 868
4 692
1 239
6 522
22 375
8 477
2 857
5 902
1
114 539 136 332 702 089
104 179 110 692 666 089
14 522 19 314 303 154
52 505
5 062 13 312 33 814
467 3 786 6 633
29 742 31 717 76 835
5 878 3 425 10 964
48 509 39 138 182 184
10 360 25 640 36 000
10 360 25 640 36 000
46 155 31 318 320 801
39 128 29 633 312 089
153 437
28 821
33 390 27 311 97 005
5 738 2 322 32 827
7 027 1 685 8 712
7 027 1 685 8 712
42 097 34 075 582 958
58 335
71 919
36 105
34 170
59 483
40 812
26 387 16 793 147 568
4 455 6 931 55 692
1 957 1 093 15 007
9 298 8 135
1 122
o
CUADRO Nº 14
ln"ersiones Ejecutadas Privadas 1990- 1999 (Miles de US$)
� �"-•... , 1 ¡.: --� fi� .... , �F.l �·�=-=� •.. ���13 '{#J!
Generación o o o o 31 479 7 649 97 751 240 207 250 824 280 900 908 810
Empresas Eléctricas o o o o 31 479 7 635 97 607 237140 246 390 276 907 897158
Edegel 31 479 7 635 58 480 113 617 96 150 119 312 426 673 Egenor 521 19 214 42 870 37 036 99 641 Cahua 50 196 281 104 631 Empresa Eléctrica de Piura 6 469 34 617 2 336 37 428 Empresa de Generación Termoeléctrica de Ventanilla 38 550 47 228 34 264 6 884 126 926 Empresa Energía del Sur 32 416 37 157 104 711 174 283 Empresa Generación Eléctrica Pangoa 792 26 818 Sindicato Energético 100 o 100 Cementos Norte Pacasmayo Energía 24 000 6 147 30 147 Empresa Administradora Chungar 160 352 512 Proyectos en Ejecucción o o o o o 14 144 667 363 379 1 567
Huanchor Hydro 14 144 667 363 379 1 567 Estudios/Proyectos o o o o o o o 2 400 4 071 3 614 10 085
GERTESA 15 50 65 C&A PROHISA o o
IESA 20 20 Cementos Lima 2 400 3 900 3 300 9 600 Hydro Tamboraque 156 244 400 Transmisión o o o o o o o o 13 488 139 489 152 977 Proyectos en Ejecucción o o o o o o o o 13 488 139 489 152 977
Consorcio Transmantaro 13 488 115 580 129 068 Red Eléctrica del Sur 23 909 23 909 Distribución o o o o 28 875 58 517 98 170 99 529 94 408 87 426 466 924 Luz del Sur 19 854 34 628 44 516 39342 41 203 28 805 208 348 Edelnor 9 021 23 889 53 642 56 848 30 900 41 037 215 337 Electronoroeste S.A. 11 467 11 192 22 659 Electronorte S.A. 4 179 2 379 6 558 Electronorte Medio S.A. 1 196 1 196 Electrocentro S.A. 1 285 1 190 2 475 Electrosur Medio S.A. 3 330 4 169 2 487 9 986 Coelvisa 281 281 EMSEU 12 9 9 37 67 EMSEMSA
Nota:
lncre�nto 1994 1999: 741%
Tasa de Crecimiento Promedio 1994 1999: 53%
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
27 515 71 171 68 373
1994 1
34 5281
31 4791
66 007 1995 38 418 7 649 46 067
65 267 97 751 163 019 343 444 365 363
CUADRO Nº 15
Inversiones Ejecutadas por Tipo de Actividad y Tipo de Recurso Interno
(Miles de US$)
o 86.948 6 943 o 6 943 63 737 o 63 737 23 607 o 23 607 18 344 o 18 344 74 238 o 74 238 13 229 o 13 229 85 550 o 85 550
336 o 336 44 526 28 875 73 401 11 413 o 11 413 104 882 58 517 163 399 16 601 o 16 601 95 108 98 170 193 277 32 721 o 32 721 71 932 99 529 46 155 13 488 59 643
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
00 w
21 3901
�I 21 538 73 261
144 718 60 498
21 390 21 538 73 261
actividad eléctrica en que la inversión privada tiene mayor participación es la
Generación con 59%, seguido de la Distribución con 31% y, la Transmisión con
10%.
Por otro lado, el análisis de la inversión total por tipo de actividad muestra que,
la Generación de energía eléctrica representa el 43% de la inversión total en la
última década, creciendo 29% por año, seguida de la inversión en Distribución
con 28% y un crecimiento de 37% anual, luego Electrificación Rural con 16%
del total y un crecimiento de 4% anual y, por último, Transmisión representa
13% del total y con una tasa de crecimiento de 8%.
La inversión en Generación se desagrega en las inversiones de las empresas
eléctricas operativas dirigidas principalmente a la repotenciación de sus plantas
generadoras, luego inversiones en proyectos en ejecución de empresas con
concesión definitiva pero no operativas y, por último, las inversiones en estudios
de proyectos con concesión temporal. La inversión en Distribución
principalmente dirigida al mejoramiento y expansión del sistema eléctrico y en la
modernización y expansión del alumbrado público, al igual que el desarrollo de
proyectos para control de pérdidas. La inversión en Electrificación Rural se
dirigió principalmente a la ampliación de la frontera eléctrica mediante el
desarrollo de Pequeños Sistemas Eléctricos, Minicentrales y Sistemas de
Subtransmisión. La inversión en Transmisión se representa por la inversión de
las empresas eléctricas operativas estatales para la ampliación y reforzamiento
de la red y por la inversión de proyectos en ejecución de empresas con
concesión definitivas pero no operativas.
84
Al considerar, como un período de inversiones desde 1990 a 1993 y como
subsiguiente período de 1994 a 1999 se observa lo siguiente:
• En el período 1990 a 1993 la inversión total era exclusivamente de
empresas estatales, donde Electroperú tiene una participación tanto en las
actividades de Generación, Transmisión y Electrificación Rural que, en su
conjunto las inversiones en estas actividades representaron el 47% de las
inversiones totales en ese período. Asimismo, Electrolima también realizaba
actividades de Generación, Distribución y Transmisión, cuyas inversiones en las
tres actividades representaron el 19% del total del período y, por último las
empresas regionales cuya principal actividad estaba dirigida a la Distribución
Eléctrica y la Electrificación Rural tuvo una participación del 34% en las
inversiones totales desde 1990 a 1993.
• En el período 1994 a 1999, la inversión total tiene participación de
empresas estatales como de empresas privadas. Así, las empresas de
generación eléctrica han tenido una participación del 44 % del total de la
inversión 94 -99, considerando que, Edegel representa el 32% de la inversión
de las empresas eléctricas de generación en este período, seguido de la
Empresa de Generación San Gabán con 14%, luego de Enersur con 13% y
Electroperú como Etevensa con 10%. La inversión de los proyectos en
ejecución y en estudios representó el 2% del total de inversión 94 - 99. La
inversión de empresas de distribución eléctrica se considera como el 29% de la
inversión total en este período, donde a su vez, Luz del Sur y Edelnor participan
con el 24% y 25% respectivamente, dentro de la inversión total de las empresas
distribuidoras del 94 -99. La Electrificación Rural representa el 15% de la
inversión total de 1994 a 1999 y las inversiones de las empresas de
Transmisión el 10%.
85
Por otro lado, durante 1999 se realizaron los siguientes principales proyectos:
• C.H. San Gabán 11 (11 O W) de la Empresa de Generación Eléctrica San
Gabán, que fue culminada en diciembre de 1999.
• C.T. llo 2 (125 MW) de ENERSUR S.A. Obra que se encontraba al 60% de
avance a diciembre de 1999. Culminada en la primera quincena de
septiembre del 2000.
• C.C.H.H. Yanango (40,5 MW) y Chimay (111 MW) de Edegel S.A. La
primera terminada en enero del 2000 y la segunda en proceso de
construcción.
• Ampliación de 70 MW de la C.T. Mollendo de EGASA. Obra culminada en
agosto del 2000.
• Ampliación de 90 MW de la C.H. Cañón del Pato de Egenor S.A. Obra
culminada en diciembre de 1999.
• L.T. 220 kV Mantaro - Socabaya del Consorcio Trans Mantaro, culminada
en la segunda quincena de septiembre del 2000.
• LL.TT. 220 kV Socabaya - Montalvo, Montalvo - Puno y Montalvo - Tacna
de Redesur, obras que se encuentran en construcción.
• L.T. 220 kV Chimbote 1 - Trujillo Norte 2do. Circuito de ETECEN. Obra
culminada en diciembre de 1999.
• L.T. 220 kV Ventanilla - Zapallal de ETECEN, obra en ejecución.
86
4.2.6.2 Inversiones programadas 2000 - 2005
En los cuadros nº 16, 17 y 18 y gráfico nº 27 se muestran el programa de
inversiones del 2000 al 2 005 del sector electricidad en forma preliminar. La
inversión total programada del 2 000 al 2 005 es de US$ 2 730 millones con un
decremento de 69%, y una tasa promedio de decrecimiento anual de 23%. En
cuanto a, las inversiones estatales totales para este período ascienden a US$
1 058 millones que representan un 39% del total programado y, por lo contrario;
las inversiones privadas ascienden a US$ 1 671 millones con una participación
del 61 % del total programado. Las inversiones estatales proyectan disminuir en
37% hasta el 2005 con una tasa de decrecimiento anual de 9%, en cuanto a, las
inversiones privadas la tendencia decreciente se muestra al disminuir en 71 %
sus proyecciones de participación con una tasa de decremento anual de 22%.
Lo cual, es consecuencia de la paralización de los procesos de privatización en
empresas distribuidoras estatales y de algunas generadoras, y paralelamente,
el ingreso del gas de Camisea desincentiva el ingreso de nuevas centrales
hidráulicas.
La inversión total por tipo de actividad tiene las siguientes participaciones:
Generación 39%, Distribución 16%, Electrificación Rural 15% y Transmisión
10%. No es posible aplicar una tasa de crecimiento anual debido a que no se
dispone de los programas de inversión definitivos y para todo el período
comprendido del 2 000 al 2 005 de las empresas eléctricas.
La inversión en Generación principalmente tiene mayor participación en el año
2000, en especial, por la operatividad de la central hidráulica Chimay de Edegel
con 111 MW y la central térmica llo 2 de Enersur con 125 MW. En Transmisión,
todavía se encuentran en proceso de licitación varios proyectos de
reforzamiento y ampliación de la red de transmisión. Respecto a, la Distribución
87
Generación
Empresas Eléctricas
Electroperú
CUADRO Nº 16
Inversiones Programadas Estatales 2000 - 2005 (Miles de US$)
105 764 33 912 32 001 13 311
20 688 29 600 31 150 12 400
Empresa de Generación Eléctrica de Machupicchu 34 590
ElectroAndes 6 959 3 612 851 911
Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa 17 827
Empresa de Generación Eléctrica del Sur 985
Empresa de Generación San Gabán 24 716 700
Proyectos en Ejecucción 21 600 54 000 50 000 20 000
EGECEN 21 600 54 000 50 000 20 000
Transmisión 26 690 28 237 34443 15 730
Empresas Eléctricas 26 267 28 237 34 443 15 730
Empresa de Transmisión del Centro 23 275 28 237 34 443 15 730
Empresa de Transmisión del Sur 2 992
Proyectos en Ejecucción 423 o o o
Proyecto Especial Olmos- Tinajones 423
Distribución 17 176 45 953 34 551 33 384
Electro Sur Este S.A. 2 314 1 795 1 259 1 384 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste 7 244 11 788 8 718 13 510 Electrosur S.A. 1 293 Electro Oriente S.A. 2 339 20 665 13 165 6 812 Electro Ucayali 2 470 Servicios Eléctricos Rioja 5 25 22 2 Proyecto Especial Chavimochic 351 375 Electro Puno
Electrificación Rural
Nota:
Tasa de Crecimiento Promedio 2000 2005:
gg Información preeliminar. -9%
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
11 274 7 893
10 700 7 200
574 693
o o
15 728 62 912
15 728 62 912
15 728 62 912
o
10 081 3 940
648 351
2 265 2 309
3 020
4 4
204 155
111 738
34 590
13 600
17 827
985
25 416
145 600
145 600
183 740
183 317
180 325
2 992
423
423
103 411
7 752
45 834
1 293
46 000
2 470
62
CUADRO Nº 17
Inversiones Programadas Privadas 2000 - 2005 (Miles de US$)
iliN ,. ___ - --·----· - -- --
Generación 212 016 166 848 243 246
Empresas Eléctricas 169 090 20 007 2 457
Edegel 48 150
Egenor 26 544 9 290 452
Cahua 388
Empresa Eléctrica de Piura 5 278
Empresa de Generación Termoeléctrica de Ventanilla 150
Empresa Energía del Sur 86 324 10 419 1 877
Empresa Generación Eléctrica Pangoa 23 23 23
Shougang Generación Eléctrica 894
Cementos Norte Pacasmayo Energía 25
Empresa Administradora Chungar 1 314 275 105
Proyectos en Ejecucción 3 286 5 219 5 359
Huanchor Hydro 3 286 5 219 5 359
Estudios/Proyectos 39 640 141 622 235 430
GERTESA 2
C&A PROHISA 1 291 43 222 35 680
IESA 50 000 60 000
Cementos Lima 37 300 52 400 52 400
Hydro Tamboraque 300 30 000 40 000 Ocoña Power Corporation 600 16 000 50 000 Peru Hydro 57 350 Pariac 147
Transmisión 98 947 1 966 o
Proyectos en Ejecucción 98 947 1 966 o
Consorcio Transmantaro 50 111
Red Eléctrica del Sur 48 836 1 966
Distribución 110 290 78 759 38 577
Luz del Sur 26 900 30 000 Edelnor 36 000 34 000 34 000 Edecañete 222 161 265 Electronoroeste S.A. 4 478 9 186 Electronorte SA 11 714 4 654 3 534 Electronorte Medio SA 9 278 Electrocentro S A 20 337 Electrosur Medio SA
Coelvisa 856 225 220 EMSEU 133 132 197 Electro Tocache 160 161 152
160 160
Nota:
Tasa de Crecimiento Promedio 2000 2005: -22¾
Información Preeliminar
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
--- · -- - -·
207 126
1 256
550
569
23
114
o
205 870
59 400
20 000
50 000
76 470
o
o
29 149
26 000
197
2 270
200
160
153
160
·----------- --
222 155 87 771
665 421
81 339
498
23 23
63 59
o o
221 490 87 350
55 900
20 000
50 000 30 000
95 590 57 350
o o
o o
31 436 33 017
28 000 30 000
238 158
2 535 2 329
155 30
202 189
136 142 160 160
1 249 012
193 747
48 150
37 256
388
5 278
99 687
139
894
25
1 930
13 864
13 864
1 041 401
2
80 192
110 000
257 400
110 300
196 600
286 760
147
100 913
100 913
50 111
50 802
321 229
56 900
188 000
1 241
13 664
27 037
9 278
20 337
o
1 686
1 013
903
958
CUADRO Nº 18
Programa de Inversión en el Subsector
Eléctrico
(2000 - 2005)
Empresas Generadoras 1598 767
Empresas Transmisoras 284 653
Empresas Distribuidoras 424 640
Electrificación Rural 421 606
Nota:
( 1) La inversión total incluye la inversión eléctrica y no eléctrica.
Información preelímínar
Fuente: Dirección General de Electricidad - MEM.
90
. -
GRÁFICO Nº 27
Inversiones Programadas en el Subsector Eléctrico
2000 - 2005
700 000
600 000
500 000
400 000
200 000
100 000
o
2000 2001
2002 2003
2004 2005
1 a Generación 1:1 Transmisión O Distribución o Electrificación Rural 1
t) Tasa de Crecimiento Promedio Anual (2000- 2005): -13%
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
91
tanto Edelnor como Luz del Sur en este período, realizarán inversiones de
crecimiento y reforzamiento de seguridad de la red.
De este modo, al finalizar la presente década se observa la tendencia de una
mayor participación privada en el sector eléctrico, pues el ingreso de recursos
por venta de acciones de empresas eléctricas y la inversión en el subsector
eléctrico tanto en Generación, Transmisión y Distribución nos muestra que la
inversión supera largamente a los ingresos por privatización, en este caso, los
ingresos de venta de acciones de empresas generadoras son el 60% del total
de ingresos y la inversión directa en generación ha sido el 51 % del total,
seguido de la distribución con 33% (cuadro nº9).
En conclusión, el aumento de inversiones en la presente decáda ha contribuido
enormente al desarrollo del sistema eléctrico, mediante, el aumento de la
confiabilidad del sistema y en la mejora de la eficiencia de éste; por lo que, es
necesario seguir incentivando la inversión en el sector eléctrico para lograr un
desarrollo sostenido en este sector.
Finalmente, tanto el ingreso de capitales privados y la inversión directa
asociada a la privatización permitirán cumplir los objetivos de crecimiento
económico y bienestar del país.
92
4.2.7 Situación financiera
En 1989, las empresas del sector registraron pérdidas por US$ 426 millones
representando casi tres veces los ingresos generados por las ventas de energía
eléctrica. En los años 1990 y 1991 las pérdidas obtenidas fueron de US$ 302
millones y US$ 38 millones respectivamente, con el consiguiente efecto
negativo en sus ya mínimos programas de inversiones.
A partir de su privatización, las empresas eléctricas han logrado revertir la
situación financiera deficitaria que tenían antes de 1992, habiendo alcanzado su
mejor resultado en 1997 cuando la utilidad neta de las empresas se situó en
US$ 337 millones. En 1998, se obtuvo una utilidad neta US$ 156 millones, 54%
menor al resultado de 1997, debido a la crisis afrontada por la economía
peruana (gráfico nº 28). Además, en 1999 las empresas eléctricas con mayores
utilidades netas son las siguientes:
a) Edegel con 150 051 miles de soles
b) Luz del Sur con 142 763 miles de soles
c) Edelnor con 107 323 miles de soles.
Así, bajo un marco regulatorio estable y un esquema tarifario que ofrece
garantía a la inversión, las empresas concesionarias dentro del sector eléctrico
han experimentado, en general, una favorable evolución con relación a sus
indicadores económicos y financieros.
De esta forma, el presente análisis de los estados financieros de las empresas
eléctricas (Generación, Distribución y Transmisión) mediante ratios financieros
tiene por objetivo la evaluación de la situación económica y financiera de éstas,
93
GRÁFICO Nº 28
Resultado Económico de las Empresas de Electricidad (Millones US $)
400 300 200 100
o "'
-100-200
i -300-400-500
1985 1 1986 1 1987 1 1988 1 1989 1 1990 I 1991 1992 1 1993 1 1994 1 1995 1 1996 1 1997 1 1998 1 1999
-+- Utilidad Operativa 22 I -53 I -36 I -77 I -225 I -127 I -32 46 I 93 I 23 I 177 I 319 I 334 I 296 I 360
- Utilidad Neta -30 -72 -59 I -134 I -426 I -302 I -38 80 I 52 I 143 I 84 I 293 I 337 I 156 I 220
Fuente : Dirección General de Electricidad - Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
'° �
a partir de las condiciones de equilibrio de sus estructuras financiera y
económica.
A través de este análisis financiero es posible evaluar el desempeño anterior y
la condición actual de las empresas eléctricas para poder predecir el potencial
futuro del sector eléctrico y proporcionar indicios sobre la forma en que el sector
responderá a los desarrollos económicos futuros.
Además, este análisis es de suma importancia para la promoción y difusión de
oportunidades de inversión en las diferentes actividades del sector eléctrico,
además provee de herramientas necesarias para tomas de decisión para
inversionistas y los interesados de otros sectores económicos.
4.2.7.1 Indicadores financieros 1990 - 1994 - 1999
Así, los indicadores financieros en función de los estados financieros al 31 de
diciembre de 1990, 1994 y 1999 (cifras ajustadas) de las empresas eléctricas se
obtuvieron: primero, de acuerdo a una agrupación de las cuentas de las
empresas según el tipo de actividad: Generación, Transmisión y Distribución,
considerando el supuesto que el conjunto creado en cada caso funciona como
una empresa; y, en segunda instancia, de acuerdo a la agregación total de las
cuentas de las empresas para obtener los indicadores para el sector eléctrico.
Los ratios financieros presentados representan a los indicadores más
significativos dentro de cuatro aspectos a evaluar:
Rentabilidad, Solvencia, Gestión y Liquidez
95
De esta forma, en el gráfico nº 29 acerca de la rentabilidad sobre las ventas,
nos permite comparar el nivel de utilidades netas obtenidas respecto al nivel de
ventas generadas Si bien en el año 1990 se obtuvo una rentabilidad negativa de
-0,59%, debido a los costos ineficientes que se manejaban en las actividades
eléctricas, ya se aprecia que con el reconocimiento de costos económicos
eficientes y de la apertura de la competitividad en el sector, se obtuvo para
1994 una rentabilidad de 12, 1 % y, de igual forma, se llegó a 1999 con una
rentabilidad de 13,7%, apreciando que, el sector eléctrico provee confianza al
inversionista debido al bajo riesgo de obtener pérdidas, y más bien, de obtener
ganancias relativamente altas respecto a las ventas que se producen en el año.
Respecto a la actividad de generación ha mostrado una tendencia de avalores
positivos entre 1994 y 1999.
La rentabilidad sobre el activo fijo (gráfico nº 30) conocida como rentabilidad
económica o del negocio, muestra la eficiencia en el uso de los activos fijos de
la empresa es de importancia para empresas de generación eléctrica por los
altos niveles de inversión en activo fijo. En el sector se aprecia para 1999 un
valor promedio de 3,94 %, siendo la actividad de mayor rentabilidad la de
Distribución 4,33%. Pero en 1994, la Generación obtuvo el más alto índice con
7,43%.
La cobertura del activo fijo (gráfico nº 31) como indicador de solvencia evalúa el
respaldo patrimonial de las empresas respecto al activo fijo desde 1990 a 1999.
Así, el sector eléctrico tiene amplia garantía de sus activos fijos como respaldo
financiero para deudas a largo plazo. En especial, en al actividad de
Distribución.
96
'° --.J
50
40
30
(%)20
10
o
GRÁFICO Nº 29
RENTABILIDAD SOBRE LAS VENTAS
Por los años terminados al 31 de diciembre 1990 -1994 -1999
GENERACIÓN
40
20
(%) o
-20
TRANSMISIÓN
25,36
-40 ¡¿:_ _________ �
-10 .¡¿:_. _________ ____
10
5
(%) o
-5
-10
1 01990 01994 01999 1
DISTRIBUCIÓN
(%)
�-----
1 O 1990 O 1994 O 1999 1
01990 01994 01999
(*) No es disponible el ratio para 1990
14,40
11,40
8,40
5,40
2,40
-0,60
SECTOR ELÉCTRICO
01990 01994 01999
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
'-O 00
8
6
4
(%) 2
o
-2
6
4
2 (o/o) o
-2
-4
-
GRAFICO Nº 30
RENTABILIDAD SOBRE EL ACTIVO FIJO
Por los años terminados al 31 de diciembre 1990 -1994 -1999
GENERACIÓN
01990 01994 01999
DISTRIBUCIÓN
-------------
-3,83
1 01990 CJ 1994 01999 /
-------------
-·--·--
9
4
(%) -1
TRANSMISIÓN
4,51
-6�--------------
4
3
2
(%) 1
o
-1
·--·-.-·---
O 1990 CJ 1994 O 1999
(") No es disponible el ratio pare 1990
SECTOR ELÉCTRICO
1 01990 CJ 1994 01999
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
\O \O
GRAFICO Nº 31
SOLVENCIA*
Por los años terminados al 31 de diciembre 1990 -1994 -1999
200
150
(%) 100
50
GENERACIÓN
O+"'--------------
200
150
(%) 100
50
CJ 1990 O 1994 CJ 1999
DISTRIBUCIÓN
o.¡¿;.... ________ --,-,--
CJ 1990 o 1994 CJ 1999 1
(*) Indicador utilizado: Cobertura del Activo Fijo
90
60
(%) 30
TRANSMISIÓN
87
o----------�
200
150
(%) 100
50
CJ 1990 O 1994 CJ 1999
(*) No es disponible el ratio para 1990
SECTOR ELÉCTRICO
º.¡..:::__ ________ _,..
Cl1990 01994 CJ 1999
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
La efectividad de la cobranza expresada en días (gráfico nº 32) como indicador
de gestión empresarial mide la efectividad de las empresas para convertir en
efectivo las cuentas por cobrar, la cual ha ido decreciendo en estos últimos seis
años. Se observa que, el sector eléctrico, en promedio, otorga un plazo medio
de crédito de 62 días para 1999, la actividad de transmisión 44 días y, en
cambio, la actividad de Distribución 69 días.
La razón corriente como indicador de liquidez de la empresa (gráfico nº 33)
demuestra la capacidad empresarial para hacer frente a compromisos
financieros en el corto plazo (menos de 1 año). Donde, el sector eléctrico
desde 1990 ha tenido una tendencia creciente hacia una mayor liquidez
indicando, por otro lado que, la mayor parte de sus activos corrientes se
financian con capitales a largo plazo. Siendo la actividad de transmisión la más
liquida seguida de la actividad de generación y por último por la actividad de
distribución.
De esta forma, este análisis sugiere que la actividad eléctrica más atractiva
para la inversión durante estos últimos años es la actividad de transmisión,
debido a que, demuestra alta competitividad respecto a sus índices de
rentabilidad. En esta actividad, se ha empezado a tener participación privada
por medio de las concesiones otorgadas por 33 años a través de contratos
BOOT, que permiten encargar a una empresa calificada la construcción,
operación y posesión de una determinada obra de infraestructura durante
período pre establecido para su posterior transferencia al Estado.
100
o
GRÁFICO Nº 32
GESTIÓN*
Por los años terminados al 31 de diciembre 1990 -1994 -1999
----------
200
150
100
50
GENERACIÓN
169
32 1-/:·./:·-::-:::-.::.-
o..=------------
150
100
50
01990 t'.11994 01999
DISTRIBUCIÓN
O..=-----------
J o 1990 D 1994 o 1999 j
(*) Indicador utlllzado: Efectividad de Cobranza (dias)
TRANSMISIÓN
86
100
50
O'""------------
150
100
01990 t'.11994 01999
(i No es disponible el ratio para 1990
SECTOR ELÉCTRICO
50
o..=------------
01990 01994 01999
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboracl6n propia.
o N
GRAFICO Nº 33
LIQUIDEZ*
Por los años terminados al 31 de diciembre 1990 -1994 -1999
GENERACIÓN TRANSMISIÓN
2,63
2
1 ,em:�it::::\::::::::::::::::? 0-i=------------
1,50
1,00
0,50
1 o 1990 o 1994 o 1999
DISTRIBUCIÓN
0,00 -!=---------�
01990 01994 01999 1
(") Indicador utlllzado: Razón Corriente.
6
4
2
0=------------r
01990 o 1994 o 1999 ]
(*) No es disponible el ratio para 1990
SECTOR ELÉCTRICO
1,65 2
1
º.¡¿::_ _________ _..,---
01990 01994 01999
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Comisión de Tarifas Eléctricas. Elaboración propia.
4.2.8 Participación Accionaría de empresas del sector
En general, se aprecia que todavía la participación del Estado en el sector es
significativa pero con una clara tendencia a transferir su participación al sector
privado. En el presente análisis, la información base es obtenida de las
memorias anuales de las empresas eléctricas que remiten a la Dirección
General de Electricidad.
4.2.8.1 Participación accionaría 1999
De esta forma, la participación accionaría de las empresas generadoras,
distribuidoras y transmisoras al finalizar 1999, se encuentra diferenciada
básicamente en la participación del Estado Peruano y de los grupos
económicos privados, como a continuación se detalla (ver cuadro nº
19 y
gráficos nº 34 y 35):
Generación - SICN: Electroperú (39%) (Estado), Edegel (32%) y Etevensa -
Eepsa (8%) (las cuales pertenecen al grupo Endesa), Egenor (14%) (Duke
Energy) y Otros (7%).
Generación - SIS: Las empresas estatales: Egasa (54%), Egemsa(25%) y
Egesur(9%) y Enersur (12%) (Bélgica).
Distribución - SICN: Edelnor (28%) (Endesa), Luz del Sur (14%) (SEMPRA -
PSEG), Hidrandina (17%), Electrocentro (16%), ENOSA (15%), Electro
Norte(4%) (estas cuatro últimas empresas pertenecen al grupo Gloria) y, Electro
Sur Medio (4%) de capital mixto.
Distribución - SIS: Las empresas estatales: Electro Sur Este (37%), SEAL
(29%), Electro Sur (18%) y Electro Puno (16%).
Distribución - SA: Las empresas estatales: Electro Oriente (74%) y Electro
Ucayali (26%).
103
CUADRO Nº
19
Participación Accionaria de Empresas Generadoras (Al 31 de Diciembre de 1999)
1 ... Electroperú .S.A.................................... .. . ........................................... F..<?.�.��� ... 1.'.' ... . Perú ......................... .... 100.00 ........... ... .. ... 39r73% .
2. Edegel S.A.A.
------------------------------·······-··-
3. Egenor S.A.
4. ETEVENSA
5. ELECTROANDES S.A.
6. EEPSA
7. Shougang Generación EléctricaS.A. - SHOUGESA
8. Aguaytia Energy del Perú S.R.Ltda
. Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.
10. CNP - Energia S.A.
Generandes Perú S.A.
FONAFE (Electroperú) Edegel S.A.A.
AFP·s
Perú
Perú
Perú
Perú
60,00 19.02%
17.49 5.54%
4.31 1.37%
11.93 3.77%
.......................................... .9.tr.l).s..���il).n.i.s.!�.s............ .............................. .. .......... Y.a.r.il).s............. .. ............ 6.21 ............... ............ 2.00% .......... .
Consorcio Generandes Perú S.A.:
Cia Eléctrica Cono Sur S.A.(Subsidiaria de Endesa Chil Entergy Power Perú S.A.
The Peru Privatisation and Development Fund Limited IGM Electricidad S.A. Wiese Bank lnternalional
Inversiones Dominion Perú S.A. Duke Energy lnternational Peru Holdings N° 2. L.L.C.
..................................... Accionariado. Difundido .................................. ..
Inversiones Dominion Perú S.A. Duke Energy lnternational Peru Holdings Nº 2. L.L.C. Duke Energy lnternational Peru Holdings Nº 2. L.L.C. Duke Energy lnternational Peru Holdings Nº 2. L.L.C.
Generalima S.A. / Holding FONAFE (Electroperú)
Otros accionistas ································································································· ....................... .
Generalima S.A./ Holdin Endesa Internacional S.A. Inversiones Crédito del Perú S.A. Nuevas iniciativas del Sur S.A.(Nuinsa S.A). Unelco Participadas S.A
__ CosapJ S.A. ---------------------------------------------------FONAFE
Panamá Perú
Grand Cayman
54.26
34.70
5.78
32%
10 .27%
6.66%
1.14%
Perú 3.22 0.57% _ Grand Ca�man_ _ _______ 2.04 _______ _ _____ 0.38% _____ _
Perú 60.00 8. 16%
E.E.U.U Varios
30.00 4.08%
............. 1.0.00 ............. ............ 1,36% .......... . 14% ------·- -·------- -------·
E.E.U.U 50.99 4. 16%
E.E.U.U E.E.U.U
0.01 49.00
Perú 60.00
Perú 38 .22
............ varios ............ ............... 1.78 .............. .
50.1 0
25.00
11.20
0 .00 1%
4.00%
2 . 72%
1.72%
0.09%
___ 4,�---
1.36%
0.68%
0.30%
España Perú
España España
Perú 11.20 0.30%
-----·---·········--
Perú --------2.50 ------- ------ 0.08% -----
100.00 0,16% Eléctrica Cabo Blanco S.A./Holding España 60.00
..... 40,00 ..
2.1 5%
1.43% ............ FONAFE.JPetróleos.del .. Perú. S.A.-. PetroperúL........... .. ............ Perú .. ..
Eléctrica Cabo Blanco S.NHoldinq.: Endesa Internacional S.A.(Grupo Endesa) Santander lnvestment Corporación Financiera de Inversiones
__ Unelco_Partici¡}adas S.A.(Grupo Endesa) . ______________ _ Shougang Corporation
______________________ Otros �trabaLadores) ·-----------------Aguaytia Energy LLC
__________________ Peru Energy Holdings LLC _________________ _ Electro Cahua (SIPESA)
FONAFE (Electroperú) Otros accionistas
Cementos (Norte) Pacasmayo. Otros accionistas
ementos {Norte} Pacasmayo Inversiones Pacasmayo S.A. AFP - Horizonte. Profuturo. Unión. Integra lnvernor S.A.C. Otros Accionistas
España España
Perú _ _____ España _____
China
Perú ·---------·---···
·--
Perú Perú Perú Perú Perú Perú
Varios --·-·---
Perú Perú
___ 3,rfo __ _
39.00 0.84%
31.00 0.67%
20.00 0 ,43%
------- 10.00 _______ ______ 0.22% ______ 98 ,48 0,86%
--------1.52 ------- 0,002% ---------··--····-·
97.00 1,64%
________ 3.00 ------- ------0,05% -----60.00 1,88% 30.00 0,94% 10.00 0,3%
99.9999 0,81% -- 0.0001 -- __ .Q,QQ.!
ºL_
61.00 0,49%
12.84 0.10%
4.88 0.004%
21.26 0.17%
104 (1) FONAFE: Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado.
1.1 •. Sicdicato.Energético.S.A. ......... . .............................. . Cllélimo11.Cor.por.itioo.N.V.................................. ...................................... . ............ 99,91... ........... ............ 0,:1.7�/ ........... . SINERSA
12. Empresa de Generación Eléctrica Pariac S.A.
13. Enersur __________________________ _ 14. E_gasa ____________________________ _ 15. E_gemsa __________________________ _
16.E esur
17. Luz del Sur S.A.A.
18. Edelnor S.A.
19. Electronorte Medio S.A. Hidrandina
Otros accionistas Electro Cahua (SIPESA)
FONAFE (Electroperú) ...................... Otros .Accionistas ........ .
Perú Perú
................ ......... ... Perú.
-------- 0.01________ ---- 0,0002% ___ _ 60,00 0.01% 30.00
.. ..... ..19.,9.9 . .
0.01% 0.002%
0 02%
Tractebel S.A ------------------------------------------------------------------- ______ Bélg1ca _____ _ _____ 100 .00 ______ _ ____ 11,55% ____ _
FONAFE ------------·------------------------------------------------------
FONAFE -------------------------------------------------------------------
FONAFE
Perú --------------------
Perú
Perú
-------1 ºº·ºº ------ -----
53190% ____ _ ______ 1 ºº ·ºº ------ -----
25147% ____ _ 100.00 9,08%
Participación Accionaria de Empresas Distribuidoras (Al 31 de Diciembre de 1999)
Ontario Quinta A.V.V. Peruvian Opportunity Company S.A.C. Energy Business lnternational A.V.V.
................. Otros.accionistas(AFP .s) .......
Ontario Quinta A.V.V. Chilquinta lnternational A.V.V. 121
Peruvian Opportunity Company S.A.C. ill
Inversionistas Institucionales
Inversiones Distrilima S.A. FONAFE (Electroperú)
.otros.accionistas ...... .................................. .
Inversiones Distrilima S.A. Cía Peruana de Electricidad S.A. Enersis S.A. Enersis lnternational S.A. Endesar S.A. Chilectra lnter'I. Ltda. Inversiones Crédito del Perú
__ Otros_accionistas ___________________________________________ _ ccionistas principales clase "A"
Jose Rodríguez Banda FONAFE (COFIDE - en fideicomiso)
Otros accionistas privados ccionistas principales clase "B"
FONAFE (Electroperú - OIOE) Otros accionistas (Ctars)
ccionistas principales clase "C" FONAFE
EE.UU (Chile) EE.UU
Varios ......................................--------
EE.UU (Chile) EE.UU Varios
Perú Perú
..varios .......... ..
Perú Chile -Esapña Chile -Esapña Chile -Esapña Chile -Esapña
Perú --------------------
Perú
Perú
Perú
60.00 8,51% 23.00 3.26%
4,00 0,57% .. ... 13.00 . ........ 1.84% ...........
--------- ___ 1_-lli ___
55,00 4,68%
42,00 3,58% 3,00 0,26%
60.00 17.28% 36,45 10.50%
. .... 3,55 .... ......... ............ 1,02% ... .. 29% --------- --------
25,00 4.32% 14.79 2,59% 14,21 2,42% 12.96 2.25% 12.74 2.25% 7.07 1,21%
------- 13 .23 _______ _ _____ 2.,25% -----
30.00 4.96% 30.00 4,96% 5,00 0,83%
31,90 5,29% 3,00 0,50%
...... 0.004. 0.001% 17%
(2) Sempra Energy lnternational (50%) y PSEG Américas Ltd. (50%) son propietarias de Inversiones Sempra -PSEG Chile quien a su vez es propietaria de Chilquinta energla que posee el 99% de Chilquinta lnternational A.V.V.
(3) El accionariado de Peruvian Opportunity Company S.A.C. Esta constituido por Sempra Energy lnternational (50%) y PSEG Américas Ltd (50%)
20. Electrocentro S.A.
21. Electronoroeste S.A.
22. Electro Norte S.A.
ccion istas principales clase "A" ······························ ·····JoseRoarígüezBanifa ····································
FONAFE (COFIDE - en fideicomiso) cc ion istas principales clase "B"
FONAFE (Electroperú - Ctars - OIOE) cc ionistas principales clase "C"
FONAFE ..........................................................
ccionistas principales clase "A" Jose Rodríguez Banda
FONAFE (COFIDE - en fideicomiso) ccionistas principales clase "B"
FONAFE (Electroperú - Ctars - OIOE) ccionistas principales clase "C"
FONAFE ···········································································································
ccionistas principales clase "A" Jose Rodríguez Banda
FONAFE (COFIDE - en fideicomiso) ccionistas principales clase "B"
FONAFE (Electroperú - OIOE) Otros accion istas (Ctars)
ccionistas princ ipales clase "C" FONAFE
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
Perú
·30:00 30,00
39,99
···¡r:7p7o 4,71¾
6,28¾
...... 0,0.1 ............... .......... 0,002% ........ .
30,00
30,00
39,99
............... 0,0.1 .............. .
30,00
29,90
39,99 0,01
··············º ·º 1.. ..... .
16¾
4,40¾ 4,40¾
5,87¾
0,001% -------15¾ ------
1,95% 1,95%
2,60¾ 0,001¾
.......... 0,001% ..... 6%
----------------------------------------- ------------------------------------------------------------------- -------------------- -
----------
---------- -----------
--------
23. Electro Sur Medio S.A.
FONAFE (COFIDE - en fideicomiso) Spring Crest Ltda. Otros accion istas
Hica Inversiones S.A.
Perú
Argentina - Perú
50,36 49,11 1,23 0,02
49,64 49,54
1,77% 0,04%
0,001%
.. . ... 9tr.().S..��i().� i .s.t�.S.... ........ ............................. . ............. F.'�r.ú............... . ............. -9 ... �.0. .......... .
6. Electro Puno -----------------------------------------7. SEAL
Empresa
FONAFE ------ -FONAFE FONAFE
Grupo Económico
��:-�J!l_<:!��--º!!!l_�!!l___________________ _ __________________________ __i:º���-�----------------------------29. Electro Uca ali FONAFE
_______ f.'���------- -------100, 00 ------ ----- 37,81 ¾ ----_______ !.'���------- _______ 100,00 ------ _____ 15,53¾ ----
Perú 100,00 29,08¾
País ¾A
Perú --------------------
Perú ______ 100,00 ------
100,00
73,97¾ 26,03%
Participación Accionaria de Empresas Transmisoras (Al 31 de Diciembre de 1999)
32. Consorcio Trans Mantaro
33. Red Eléctrica del Sur
Hydro Quebec lnternational Fonds de Sol idarité des Traveilleurs de Quebec (FSTQ)
Graña y Montero
.. FONAFE (Etecen) ..... . Red Eléctrica de España S.A.
Abengoa Perú S.A. Cobra Perú S.A .
Banco Santander Central H ispano FONAFE Etecen
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Elaboración propia.
Cánada Cánada
Perú Perú
España Perú Perú
Perú
53,33
26,67 5,00
...... 15,00
30,00
20,00
20,00
15,00
15,00
GRÁFICO Nº 34
Participación Accionaria de las Principales Empresas Generadoras
.. ___ ,.,_
I
t SICN
Etevensa
Eepsa
8%
Egenor
14%
Otros
7%
Edegel
32%
Electroperú
39%
D Electroperú C!I Edegel D Egenor D Etevensa -Eepsa D Otros
SIS
Egemsa 25%
DEnersur
Egesur 9%
l:IEgasa
Enersur 12%
DEgemsa
54%
DEgesur
lr •. wz� �,�-���·;,,.._.,, • �le�• - �-..•, -�:. ,� �� CIQl¡a, :. ,,..,;.:�,c:.�P-...-t.'lt.' .... � ..... ::r: ... ��-;;,t>'�,7,,...,�
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Elaboración propia.
o V)
_.,,;
1
!
----------===-------====---------------------i:zz::m---.,.
o O\
GRAFICO Nº 35
Participación Accionaria de las Principales Empresas Distribuidoras
�.,.,._ ----'-"-=-----;; -""'� __ , .... � "
Electrocentro
16°4
O Luz del Sur
OENOSA
SICN
Electrosurmedio Electronorte 4%
Hldrandina
17¾
Luz del Sur
14%
Edelnor
28%
l:IEdelnor a Hldrandlna a Electrocentro
6 Electronorte • Electrosurmedlo
Electro Ucayall
26%
a Electro Oriente
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Elaboract6n propia.
Electropuno
16%
a Electrosur
SA
e Electro Ucayall
SIS
l!I Electrosureste
74¾
Electrosur
18%
a Electropuno OSEAL
Transmisión - SICN y SIS: Las empresas estatales Etecen (100%) y Etesur
(100%) respectivamente.
De esta forma, (ver cuadros 20, 21 y 22 y gráficos 36, 37 y 38) se puede
apreciar que en las empresas generadoras del SICN la participación del estado
es 50% y del accionariado privado 50%, y en el SIS el estado participa con
88% y el sector privado con 12%. En las empresas distribuidoras del SICN, se
tiene 48% de accionariado estatal y 52% del privado, tanto en el SIS como en el
SA la participación estatal es del 100%. Igualmente, en las empresas
transmisoras tanto del SICN y SIS el estado es el único propietario. Como se
puede apreciar, la presencia estatal en las empresas eléctricas del sur del país
es sumamente mayoritaria.
Considerando el Sistema Interconectado Nacional (SINAC), se observa que, el
56% del capital accionario de las empresas generadoras sería estatal y el 44%
privado, de igual forma, en las empresas distribuidoras el 60% sería estatal y el
40% privado, y, en las transmisoras el 100% sería capital estatal. Además,
considerando el capital social en su conjunto, éste se distribuye en 39% como
capital privado y 61 % en capital estatal. A su vez, el capital privado se
distribuye en 67% en empresas generadoras y 33% en empresas
distribuidoras, también el capital estatal se particiona en 54% en empresas
generadoras, 30% en distribuidoras y 16% en transmisoras.
Por otro lado, la participación del Estado por sistema interconectado y por tipo
de actividad, a través del FONAFE y empresas estatales como Electroperú
tanto en empresas regionales y en algunas empresas privatizadas, se observa
que en las empresas generadoras, el estado participa con 74% en el SICN y
26% en el SIS; Igualmente, en las empresas distribuidoras el estado distribuye
su participación así: 62% en el SICN, 22% en el SIS y 16% en el SA, y en las
107
Participación Accionaria 1999
CUADRO Nº 20 Generadoras
1 Estatal 11 Nº de Accclones 11 Privado 1 Nº de Acciones 1 Total
��-·------- -l 3 4TT854909 SICN 3 542516235 7 020 371 144 60% 50% 84%
----... ------------------
158528000 -----------------------
1214 1 81559 SIS 1 372 709 559 88% 12% 16%
ISINAC
11 4 692 038
s:IDI 3 701 0
44:=II
8 393 080 7031
GRAFICO Nº 36
Participación Accionaria Generadoras por Sistemas Interconectados
SIS
26%
Estatal
Transmisoras
SIS ----
SINAC 100%
1 411549 001
CUADRO Nº 22
Privado II Nº
SICN
SIS
0 100-/4
00
1 uni
Privado
SICN
96%
Total 1 074 698 000
76% 338 851 000
24% 1 411549 001
Fuente: MfHTloflas snua/es de empresas e/ktr/cas. Elaboreclón propia.
CUADRO Nº 21 Distribuidoras
Nº de Accclones Privado Total 3 498 381150
_ ICN
____________ J _________ 1 690 n��Jl
SICN ______ _ ----------------78"/4
SIS 11 562 845 233IISIS
SA
SINAC
SA
16°,4
100%
414 528 738IISA 100%
2 668 148 O 80%
GRAFICO Nº 37
Participación Accionaria Distribuidoras por Sistemas Interconectados
Estatal
SA 0%L.---
GRAFICO Nº 38
Privado
Participación Accionaria Transmisioras por Sistemas Interconectados
Estatal
SIS
2'%
SICN
76%
562 845 233 13%
414 528 738 9%
4 475 755121
empresas transmisoras el estado distribuye su participación en transmisión de
esta forma: 76% en el SICN y 24% en el SIS.
En cambio, la participación de grupos económicos privados (cuadros nº 23 y 24)
en el SICN en las empresas de generación es de 96% y 4% en el SIS, en
cambio, el 100% del capital privado en distribución corresponden a en
empresas distribuidoras del SICN. En las empresas de generación del SICN los
grupos económicos extranjeros que tienen mayor participación son Endesa
(España) con 20% y Duke Energy (EEUU) con 14%, en cambio, en las
empresas distribuidoras del SICN es el grupo Gloria (peruano) que tiene mayor
participación con 18%, seguido de SEMPRA - PSEG (EEUU) con 12% y
Endesa (España) con 9% (ver gráficos 39 y 40). En lo que respecta, a las
empresas transmisoras, hay que tomar en cuenta, los proyectos que se están
realizando para la interconexión SICN - SIS, a cargo del Consorcio
Transmantaro S.A. de propiedad canadiense (15% de participación estatal), y
para el reforzamiento de la red de transmisión del sur, a cargo de Red Eléctrica
del Sur S.A. de propiedad española (15% de participación estatal), los cuales
ingresarán al mercado a partir del año 2000 y del 2001 respectivamente.
Adicionalmente, la participación accionaría de empresas como Edegel, Egenor,
Luz del Sur y las empresas del Estado Peruano durante el último trimestre de
1999 tuvieron cambios en su estructura accionaría y el ingreso de nuevos
grupos económicos.
A inicios de 1999, el Estado mantenía el 29,6% del capital social de la empresa
Edegel (659 168 526 acciones clase 8), el cual a la fecha ha sido transferido en
su totalidad mediante tres operaciones: Edegel I efectuada en abril de 1999,
donde se transfirió el 6,71 % del capital social a un valor de SI. 103,5 millones;
Edegel II efectuada en noviembre de 1999, donde se transfirió el 5,39% del
109
CUADRO Nº
23
Principales Grupos Económicos en el Accionariado de Empresas Generadoras
FONAFE (Estatal)
Endesa (España)
- Cía Eléctrica Cono Sur
- Entergy Power Perú
- Endesa lnternational
- Nuevas Iniciativas del Sur
- Unelco Participadas
Duke Energy lnternational (EEUU)
- Inversiones Dominion Perú
- Duke Energy lnternational Perú
Holdings Nº 2, L.L.C.
- Aguaytía Energy del Perú
Otros Accionistas
50%
20%
10%
7%
2%
0,3%
0,5%
14%
8%
4%
2%
16%
CUADRO Nº
24
FONAFE (Estatal)
Tractabel (Bélgica)
88%
12%
Principales Grupos Económicos en el Accionariado de Empresas Distribuidoras
FONAFE (Estatal) 48% FONAFE (Estatal) 100%
Sempra - PSEG (EE.UU) 12%
- Ontario Quinta A.V.V 9%
- Peruvian Opportunity Company 3%
Endesa (España) 9%
- Enersis 3%
- Enersis lnternational 2%
- Endesur 2%
- Chilectra 2%
Gloria (Perú) 18%
- Hidrandina 5%
- Electro Centro 5%
- ENOSA 4%
- Electro Norte 4%
Otros Accionistas 13%
Principales Grupos Económicos en el Accionariado de Empresas Transmisoras
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Elaboración propia. 11 O
GRÁFICO Nº 39
Principales Grupos Económicos en el Accionariado de Empresas Generadoras
r i SICN SIS
,.._ . .,...., ..
Otros Accionistas 16% FONAFE (Estatal)
60%
��i; 14% Endesa (Espafta
20%
�
D FONAFE (Estatal) l!I Endesa (Es pafia)
D Duke Energ_y lnternatlonal (EEUU) D Otros Accionistas
GRÁFICO Nº 40
Tractabel (Bélgica)
12%
� ¡, ·- -
D FONAFE (Estatal)
FONAFE (Estatal)
88%
CITractabel (Bélglca)
Principales Grupos Económicos en el Accionariado de Empresas Distribuidoras
- - - - -- �. � '"·-- �-----�-·-· -· -·-------- =· -- ----·,·--·�------- ------
SICN
otros Accionistas 13%
G,_(P,,.I
�
FONME(EmWI 18% 48'4
-'"' "'
Endesa (Espafta) 9% Sempra • PSEG
(EE.UU) 12%
D FONAFE (Estatal)
D Glorla (Perú)
El Sempra • PSEG (EE.UU) D Endesa (Espafla)
O Otros Accionistas
FONAFE (Estatall 100%
SIS ySA
D FONAFE (Estatal)
...,_,,.;-
Fuente: Memorias anuales de empresas eléctricas. Elaboración propia.
capital social a un valor de SI. 84 millones; y finalmente, Edegel 111 en enero del
2000, donde se transfirió el 17,49% del capital social a un valor de S/. 291,9
millones. Cabe destacar que en abril y mayo de 1999, Endesa España
incrementó a un 60 % su tenencia accionaría en Enersis, obteniendo mayoría
directa. Posteriormente, Enersis adquirió, mediante una Oferta Pública de
Aáquisición de Acciones, un 39,4 % adicional de Endesa Chile, con lo cual
elevó su tenencia accionaría a 64,7% sobre dicha entidad. De esta forma,
Endesa España a través de su subsidiaria Enersis y Endesa Chile, son los
nuevos socios mayoritarios de Edegel. Endesa España ha manifestado su
intención de dirigir su crecimiento y expansión en Latinoamérica a través de su
filial Enersis.
De igual manera, la empresa Egenor tiene como principal grupo económico a la
estadounidense Duke Energy lnternational debido a que en octubre de 1999 la
empresa chilena Gener transfirió a Duke Energy lnternational Perú Holdings Nº
2, L.L.C. el 49 % de las acciones que poseía en Inversiones Dominion Perú
S.A. (empresa que controla el 60% del accionariado de Egenor), previamente
también, Duke Energy lnternational Perú Holdings Nº 2, L.L.C. adquirió de
forma indirecta a través de Dominion Holding Perú S.A.C 51 % de su
participación en Inversiones Dominion Perú. A su vez, el Estado Peruano
vendió su participación de 30% en Egenor a Duke Energy lnternational Perú
Holdings Nº 2, L.L.C.
La empresa Luz del Sur S.A. en agosto de 1999, también tuvo cambios con
respecto al control del accionariado, debido a que, las estadounidenses
Sempra Energy lnternational y PSEG Américas Ud. a través de Inversiones
Sempra - PSEG Chile adquirieron Chilquinta Energía, que a su vez, posee el
99% de Chilquita lnternational A.V.V. ( principal accionista de Ontario Quinta
A.V.V. con 55%).
112
Al mismo tiempo, las compañías Sempra Energy lnternational (50%) y PSEG
América Ud (50%) dieron origen a Peruvian Opportunity Company S.A.C, la
cual adquirió el 23% del accionariado de Luz del Sur S.A.A. y el 42 % de
Ontario Quinta A.V.V.
En marzo del 2000, mediante Subasta Pública el Estado adjudicó la totalidad de
sus acciones en las empresas Cahua y Pariac al Consorcio Skanka Bot AB -
Nordec Power lnvest AB con un precio de US$ 9 millones añadiéndose la
compra del contrato de compraventa a plazos con el Grupo Sipesa pagando por
ello US$ 25 millones, significando ingresos para el Estado de US$ 34 millones.
Por otro lado, de acuerdo a lo dispuesto en la Primera Disposición
complementaria de la Ley Nº 27170 - Ley del FONAFE - publicada el 9 de
septiembre de 1999, se dispuso que todas las Entidades y Empresas del
Estado, transfieran al FONAFE las acciones de las empresas en que participen
como accionistas. Por lo que, empresas como Electroperú, Electroandes,
Proyecto Especial Chavimochic, Egasa; Egemsa, Egesur, Etecen y otras donde
el Estado tiene el 100% de participación y otras empresas donde sólo se tiene
una participación fueron afectadas por tal Disposición.
Finalmente, de acuerdo a las perspectivas de una mayor participación del
capital privado en el sector eléctrico, serán las privatizaciones y la venta de
acciones que posee el Estado en algunas empresas privatizadas, valoradas
aproximadamente en un total de US$ 295 millones (cuadro nº 25), las que
motivaran un crecimiento de la propiedad y la inversión privada en pos de una
mayor competitividad de los agentes del mercado eléctrico.
113
�
CUADRO Nº
25
Propiedad Remanente del Estado en Empresas Privati°zadas
Empresas Generadoras
Empresas Distribuidoras
Edelnor 367 197 80-6 36 1,065 1,09 114 Electro Sur Medio (**) 50 000 000 40 1,23 18 Electro Centro (***) 384 372 090 70 1 0,3 33 Hidrandina 376 200 249 65 1 0,3 32 Electro Norte (***) 159 016 200 70 1 0,3 14 Electro Nor Oeste (***) 359 389 472 70 1 0,3 31
Empresa de Servicio Eléctrico
(') No tiene cotización en bolsa. ( .. ) Asumido a mediados del 2000 (***) Se asume como si tuviera cotización en Bolsa, a razón de 30% del valor contable.
El valor total es proyectado según el valor en Bolsa, y a falta de éste al valor contable. Tipo de cambio 3,5 S/./US$
Fuentes: Memorias anuales de las empresas de Electricidad, datos a 1999.
Bolsa de Valores de Lima, portal electrónico, última cotización ubicada.
Elaboración propia.
4.2.9 Concentración económico empresarial en el sector eléctrico nacional
El actual funcionamiento del sistema eléctrico, se sustenta entre otras razones,
en el hecho de la existencia de un mercado segmentado que persigue crear,
por un lado, situaciones de competencia para aquellas actividades que se
constituyen y desarrollan como monopolios naturales (transmisión y
distribución); y de otro lado, incentiva el desarrollo de aquella actividad
(generación) que es la única capaz de desarrollarse en mercado competitivo,
confiable, eficiente y libre.
El acto de concentración entre el mayor grupo privado de empresas de
generación y la mayor empresa de distribución de energía eléctrica del país,
atenta contra uno de los principios fundamentales sobre los que se yergue el
negocio eléctrico y que se encuentra plasmado en la Ley de Concesiones
Eléctricas y que no es otro que la segmentación de las actividades eléctricas.
A raíz de esta situación, se evaluará técnicamente el grado de concentración
económico empresarial en el sector eléctrico (concentración horizontal y
vertical) y en todo caso, se determinará el grado de poder monopólico y
oligopólico del mercado eléctrico ejercido por un pequeño número de empresas
eléctricas.
La primera etapa del análisis de concentración lo conforma la identificación de
operaciones de concentración horizontal y vertical a través de la confrontación
con el marco legal respectivo, enseguida, la determinación del mercado
relevante donde se aplicaría la metodología de cálculo de índices de
concentración, y luego, la evaluación de estos índices en conjunto con las
participaciones actuales de estas empresas en el mercado antes definido, y por
último, el análisis descriptivo de los efectos que podrían generar esta
115
operación de concentración sobre el funcionamiento del COES, las ventas de
generador a distribuidor y las ventas de distribuidor a cliente libre dentro de su
zona de concesión.
4.2.9.1 Identificación de operaciones de concentración horizontal y
vertical en el mercado eléctrico peruano
Luego del proceso de privatización del sector eléctrico peruano, la Empresa
Nacional de Electricidad S.A. de España - Endesa España - pasó a controlar
las siguientes empresas generadoras: Empresa Termoeléctrica de Ventanilla
S.A. (Etevensa) y Empresa Termoeléctrica de Piura S.A. (Eepsa). Endesa
España participaba también junto con el holding chileno Enersis S.A. en la
distribuidora Empresa de Distribución de Lima Norte S.A. (Edelnor). Por su
parte, Enersis S.A. también tenía participación indirecta en la Empresa de
Generación Eléctrica de Lima S.A. (Edegel), a través de la Empresa Nacional
de Electricidad S.A. de Chile - Endesa Chile-.
En agosto de 1997, a través de la toma de control de cuatro de las cinco
empresas denominadas" Las Chispas", Endesa España obtuvo indirectamente
el 26,2% de la distribuidora eléctrica chilena Enersis. Posteriormente, llegó a
adquirir más acciones de Enersis, llegando a alcanzar hasta el 32%.
En enero de 1999, Endesa España lanzó, a través de sus filiales Endesa
Internacional S.A. y Elesur S.A. una Oferta Pública de Adquisición (OPA) hasta
el 32% de acciones de Enersis, condicionando dicha oferta a que la Junta
General de Accionistas de dicha empresa acordara incrementar el límite de
tenencia individual de acciones del 32% al 65%. El 30 de marzo de 1999, la
Junta General de Accionistas de Enersis acordó elevar el límite de tenencia
individual de acciones al 65%.
116
El 8 de abril de 1999, la Junta General de Accionistas de Endesa Chile acordó
elevar el límite de tenencia individual de acciones de la empresa al 65%. El 20
de abril, Enersis lanzó una OPA por el 30% de acciones de Endesa Chile. Con
fecha 12 de mayo, se dio por concluida la OPA y Enersis adquirió un 305
adicional de acciones de dicha empresa.
De esta forma, la adquisición de acciones de Enersis S.A. por parte de Endesa
España, así como de Endesa de Chile por parte de Enersis S.A., producidas en
los meses de abril y mayo del presente año, respectivamente y tienen como
consecuencia la concentración de dichas empresas y los probables efectos
perjudiciales que ello podría ocasionar en el mercado eléctrico peruano.
Los actos de concentración han significado que Endesa España S.A. controle a
las siguientes empresas: (i) Edegel S.A., Etevensa S.A. y (EEPSA, todas ellas
dedicadas a las actividades de generación eléctrica; y, (ii) Edelnor S.A., la
empresa de distribución más grande del país.
Como consecuencia de ello, se ha producido los dos tipos de concentraciones
contemplados en nuestra normatividad: (i) concentración horizontal, entre las
empresas generadoras (Edegel, Etevensa y Eepsa); y, (ii) concentración
vertical, entre las generadoras antes nombradas y la empresa de distribución
Edelnor.
De acuerdo con los datos estadísticos que se muestran líneas abajo, es
perfectamente determinable que los porcentajes a que se refiere el segundo
párrafo del artículo 3º de la Ley N º 26876, Ley Antimonopolio y Antioligopolio
del Sector Eléctrico (en adelante, la LAASE), 15% para concentraciones
horizontales y 5% para concentraciones verticales han sido sobrepasados en
los casos que nos ocupan.
117
De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 2º de la LAASE, se entiende por
concentración la realización de los siguientes actos: la fusión; la constitución de
una empresa en común; la adquisición directa o indirecta del control sobre otras
empresas a través de la adquisición de acciones, participaciones, o a través de
cualquier otro contrato o figura jurídica que confiera el control directo o indirecto
de una empresa.
En el caso que nos ocupa, es indudable que la adquisición de acciones de
Enersis S.A. por parte de Endesa España y de Endesa Chile por parte de
Enersis S.A., se ubica dentro de uno de los supuestos de la norma que tienen
como efecto el producir una concentración horizontal y vertical.
Es necesario resaltar que la LAASE incluye también dentro de su ámbito de
aplicación aquellos actos de concentración que se realicen en el extranjero y
que sus efectos involucren directa o indirectamente a empresas que desarrollan
actividades de generación y/o de transmisión y/o de distribución de energía
eléctrica en el territorio nacional (artículo 9º de la LAASE).
A) Distribución SICN 1999
Empresa Nº Usuari Nº Clientes Facturació Usuarios os(%) Clientes Libres(%) n (%)
Libres
Edelnor 862 897 26,8 79 35,6 24%
Nota: Los porcentajes y las cifras que se consignan en el cuadro abarcan el
ámbito nacional, es decir, incluye también al Sistema Interconectado del Sur.
118
B) Generación SICN
Empresa % Energía % Potencia Efectiva % Facturación
Edegel 17% 16% 1,4% Etevensa 0,2% 11% 0% Eepsa 3% 3% 0,3% Total
Nota: El mercado de generación del Sistema Interconectado Centro Norte
representa aproximadamente el 70% del total del mercado de generación
nacional.
4.2.9.2 Identificación del mercado relevante
El ámbito geográfico de un mercado de energía está determinado en principio,
por la extensión y capacidad de las redes de transmisión que lo conforman. En
este sentido, el ámbito geográfico relevante estaría conformado por el Sistema
Interconectado Centro Norte (debido a que el año en que se realiza la
evaluación todavía no existía interconexión nacional) y posteriormente, con la
interconexión del SICN y SIS ocurrida en octubre del año 2000, por toda la
extensión territorial de ambos sistemas. En el caso de los clientes libres insertos
en la zona de concesión de las empresas de distribución, el ámbito geográfico
correspondería exactamente a dicha zona de concesión.
Aunque el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) no constituye
en sí mismo un mercado propiamente dicho, es fundamental para el
funcionamiento del sistema, ya que, los generadores no ofertan la producción ni
el precio de la energía que están dispuestos a despachar, como si ocurriese en
un mercado. Pero en todo caso, el COES determina a través de procedimientos
reglamentados en la Ley de Concesiones Eléctricas, cuanta energía debe
119
despachar cada central y a partir de allí se determina el Costo marginal de
operación del sistema.
La energía que los generadores adquieren en el COES se comercializa entre
diferentes tipos de clientes. Donde, los generadores mantienen contratos de
venta con distribuidores o con clientes libres. A su vez, los distribuidores
mantienen contratos con clientes libres o regulados dentro de su zona de
concesión.
Con respecto a las ventas de generadores a distribuidor, debido a que, el flujo
físico de la energía vendida no necesariamente corresponde a los contratos,
sólo basta que un generador se conecte al sistema principal de transmisión
para que pueda firmar contratos con clientes situados en cualquier barra de
dicho sistema (distribuidores y grandes clientes). De esta manera, el ámbito
geográfico para las ventas de generador a distribuidor estaría constituido en
principio, por el Sistema Interconectado Centro Norte (por que la información se
valúa para el año 1999). Con la interconexión del Sistema Centro Norte con el
Sistema Sur, en octubre del 2000, el ámbito geográfico se sitúa en todo el
mercado nacional.
Para las ventas de generador y/o distribuidor a clientes libres es posible
determinar dos tipos de clientes libres de acuerdo a su ubicación y volumen de
demandas. Se observa que los clientes libres con pequeñas demandas
ubicados dentro de las zonas de concesión de empresas de distribución, son
abastecidos de forma exclusiva por las empresas de distribución que operan en
dicha zona. El ámbito geográfico para este tipo de cliente es delimitado por la
zona de concesión de la empresa de distribución. En el caso específico de
Edelnor S.A.A., empresa de distribución involucrada en la operación, se
aplicaría según lo expuesto.
120
Por el contrario, los clientes libres de grandes volúmenes de energía ubicados
fuera de las redes de distribución, son abastecidos por empresas generadoras,
en condiciones más competitivas que los clientes libres pequeños. El ámbito
geográfico del mercado relevante para este tipo de clientes será el SICN y
paralelamente el SINAC.
Y, para las ventas de distribuidor a cliente regulado, el ámbito geográfico de
este mercado está constituido por el área de concesión de la empresa de
distribución.
4.2.9.3 Índices de medida de concentración monopólica y oligopólica
Luego de la definición del mercado eléctrico en que se evaluará la
concentración horizontal y vertical de las empresas generadoras y distribuidoras
del sector eléctrico, se utilizará medidas de concentración del mercado, que
pretendan medir de forma simplificada, la proximidad de un mercado a una
estructura de competencia perfecta o bien a una de monopolio.
Para este estudio se presentará dos tipos de índices de concentración:
Razón de Concentración. (RCm): Definido como:
m
Cm= L S¡
i=1
Donde S¡ es la cuota del mercado de la empresa i, ordenando las empresas
por orden decreciente de cuota de mercado. De este modo, Cm representa la
participación en el mercado o la suma de las cuotas de mercado de las "m"
mayores empresas respecto a la variable relevante o de referencia total en el
mercado (ventas, facturación etc.).
121
En nuestro caso en estudio, este índice nos proporcionará la medida del grado
de concentración vertical entre las empresas generadoras y la empresa
distribuidora en discusión delimitándonos en el mercado libre.
Índice de Herfindahl - Hirshman (HHI): Se define del siguiente modo:
n
HHI= ¿ S¡2
i=1
Donde S ¡ es la cuota del mercado de la empresa i, y n es el número total de
empresas. Además, S¡ representa la participación en el mercado de la empresa
"1', respecto a la variable relevante o de referencia (producción, ventas, etc.).
Cabe señalar que, la variación HHI es la diferencia entre el HHI calculado
antes de la concentración y después de ella, en este caso antes de la
participación mayoritaria de Endesa en las empresas generadoras en estudio.
Por otro lado, de acuerdo a la Federal Energy Regulatory Comisión (FERC}, el
cual es el organismo regulador de energía de Estados Unidos de Norte
América. Para regular las fusiones de empresas emitió Políticas de Fusiones
(Order Nº 592 - 96- 12-18), cuyo propósito es asegurar que las fusiones sean
consistentes con el interés público y provean certeza en el análisis de la fusión.
Estás políticas están basadas en aquellas que utiliza el Departamento de
Justicia de Estados Unidos de Norte América y la Federal Trade Comisión.
De esta forma, el Order Nº 592- 96-12-18 establece los siguientes:
a) Factores que la FERC considerará para evaluar si una fusión es
corisistente con el interés público.
b) Las fusiones deben de considerar los cambios en la estructura de
mercado.
122
c) La velocidad de los cambios de la industria, requiere que los agentes
conozcan la acción regulatoria a fin de responder prontamente al cambio de las
condiciones de mercado. La FERC toma en cuenta tres factores en el análisis
de las propuestas de fusiones: (i) el efecto en la competencia, (ii) en las tarifas
y; (iii) en la regulación.
d) Si el análisis indica que una fusión puede ocasionar un significativo
incremento en la concentración de algún mercado, se sugiere examinar otros
factores, que estudien el potencial efecto adverso sobre la competencia o que
puedan mitigar o contrarrestar el daño potencial a la competencia.
En el presente estudio, se utilizarán los siguientes rangos HHI ( FERC Policy
Statement Order 592 / DOJ Guidelines at 41558) para determinar la
concentración del mercado:
A) No concentrado: HHI < 1 000
B) Moderadamente concentrado: 1000 < HHI < 1 800, Variación> 50
C) Altamente concentrado: HHI > 1 800
Variación > 50 (potenciales problemas en competencia)
Variación >100 (muy probable que la concentración ocasione poder de
mercado).
De esta forma, un valor elevado del índice de Herfindahl se debe de interpretar
como un indicador de un poder de monopolio elevado.
En nuestro caso en estudio, este índice este índice nos proporcionará la medida
del grado de concentración horizontal entre las empresas generadoras en
discusión y el grado de concentración de la empresa distribuidora en situación
oligopólica respecto a las otras distribuidoras delimitándose al mercado libre.
123
En síntesis, este análisis evaluará la existencia de concentración en el mercado
mediante el cálculo de índices que indiquen el grado de concentración
horizontal y vertical y; además describirá los posibles efectos adversos a la
competencia y a la regulación, los cuales serán motivo de un examen más
detallado a través de un modelo econométrico que compruebe las hipótesis
planteadas.
4.2.9.4 Análisis de resultados
Los parámetros utilizados para el cálculo de índices de medida de
concentración monopólica y oligopólica en el mercado eléctrico son aquellas
variables más significativas que puedan describir el grado de concentración en
las actividades de generación y distribución.
Así, para los índices de concentración horizontal para las empresas
generadoras (cuadros nº 26, 27, 28, 29, 30 y 31) se evalúo los siguientes
parámetros:
a) Producción y Potencia Efectiva como medida de oferta de generación.
b) Venta de energía eléctrica de generador a distribuidor y venta de
generador a cliente libre como medida de demanda en el mercado de
generación.
c) Ingresos totales conformado por la facturación por venta de energía y
potencia de generador a distribuidor (mercado regulado de clientes finales) y
de generador a cliente libre y; el ingreso por transferencia de energía y por
potencia firme en el COES.
d) Ingresos por la facturación de venta de energía y potencia.
124
CUADRO Nº
26
Producción de Energía Eléctrica 1999 (GW.h)
- ----·--- -�---:1r:�-�f'_s� ___ :_Jc�=.1c����� r�:-i
:��:��: __ -_-J r:rt
��i�:i�-�-�J 1 Electroperú S.A. 2 EDEGEL- S.A.A. 3 Emp. de Generación Eléctrica Nor Peru S.A. 4 Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. 5 Energía del Sur S.A. 6 ELECTROANDES S.A. 7 Emp. Eléctrica de Piura S.A. 8 Aguaytía Energy del Perú S.R. L TOA. 9 Emp. de Generación Eléctrica del Sur S.A.
10 Emp de Generación Eléctrica Cahua S.A. 11 Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A. 12 Emp. de Generación Eléctrica Machu Picchu S.A. 13 Sindicato Energético S.A. 14 Emp. de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A. 15 PARIAC S.A. 16 Gen. Eléctrica de Atocongo
Emp. de Generación Eléctrica San Gabán S.A. Shouqanq Generación Eléctrica S.A.
6 773,35 3 092,84 1 496,27
1 378, 11 1 173,31
1 097,52 546,45 310,61
241,51 212,74 197,75
71,08 61,74 31,98 21,08
5, 11 4,64
2,81
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración prop, Elaboración propia
N V-.
6 773,35 49% 3 092,84 22% B�o 1 496,27 11% 9% 1 378, 11 8% 1 173,31 7% 1 097,52 8% 7%
546,45 4% 3% 310,61 2% 2% 241,51 1% 212,74 2% 1% 197,75 1% 1%
71,08 0,4% 61,74 0,4% 0,4% 31,98 0,2% 0,2% 21,08 0,2% 0,1%
5, 11 0,04% 0,03% 4,64 0,03% 2,81 0,02% 0,02%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Electroperú S.A.
EDEGEL S.A.A. Emp. de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.
Emp. de Generación Eléctrica Nor Peru S.A.
Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.
Energía del Sur S.A.
ELECTROANDES S.A.
Aguaytía Energy del Perú S.R. L TOA.
Emp. Eléctrica de Piura S.A.
Emp. de Generación Eléctrica del Sur S.A.
Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.
Shougang Generación Eléctrica S.A.
Emp. de Generación Eléctrica San Gabán S.A.
Emp de Generación Eléctrica Cahua S.A.
Gen. Eléctrica de Atocongo
Emp. de Generación Eléctrica Machu Picchu S.A.
Sindicato Energético S.A.
PARIAC S.A.
CUADRO Nº
27
Potencia Efectiva 1999 (MW)
780,00
800,20
549,32
508,62
165,00
156,57
143,13
59,50
58,51
41,50
25,39
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
N O\
780,00 24% 19%
800,20 24% 20%
549,32 17% 14%
508,62 15% 13%
322,60 322,60 8%
253,80 253,80 6%
165,00 5% 4%
156,57 5% 4%
143,13 4% 4%
62,10 62,10 2%
59,50 2% 1%
58,51 2% 1%
50,00 50,00 1%
41,50 1% 1%
25,39 1% 1%
24,26 24,26 1%
11,79 0,4% 0%
4,42
CUADRO Nº
28
Venta Generadores a Distribuidores 1999 (GW.h)
1 Aguaytía Energy del Perú S.R. L TOA. 469,52
2 Edegel S.A.A. 2 030,11 3 Empresa de Electricidad de los Andes S.A. 4,03 4 Electroperú S.A. 5 211,03 5 Emp. de Generación Eléctrica Cahua S.A. 108,49 6 Emp. de Generación Eléctrica Arequipa S.A. 785,49 7 Emp. de Generación Eléctrica del Sur S.A. 124,57 8 Emp. de Gener. Eléctrica Machu Picchu S.A. 284, 17 9 Emp. de Generacón Eléctrica Nor Perú S.A. 926,71
10 Emp. Gener. Termoeléctrica Ventanilla S.A. 498,02 11 Emp. Eléctrica de Piura S.A. 531,47 12 PARIAC S.A. 20,66 13 Sindicato Energético S.A. 61,90
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
N
-...J
469,52 4,8% 4,2%
2 030, 11 21% 18%
4,03 0% 0%
5 211,03 53% 47%
108,49 1% 1%
785,49 7%
124,57 1%
284, 17 3%
926,71 9% 8%
498,02 5% 5%
531,47 5% 5%
20,66 0,2% 0,2%
61,90 1% 0,6%
CUADRO Nº
29
Venta Generadores a Clientes Libres 1999 (GW.h)
1 CONENHUA - Cons. Energ. Huancavelica 13,00
2 EDEGEL S.A.A. 312,10
3 ELECTROANDES S.A. 1 092,80
4 Electroperú S. A. 821,20
5 Emp. de Generación Eléctrica Cahua S. A. 162,70
6 Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa S. A. 61,40
7 Emp. de Generación Eléctrica Machu Picchu S. A. 102,60
8 Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú S. A. 186,20
9 Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 12,20
10 Empresa Eléctrica de Piura S.A. 51,50
11 Energía del Sur S.A. 1 289,00
Gen. Eléc. de Atocongo 3,40
Shouqang Generación Eléctrica S.A. 284,50
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
N 00
13,00 0,4% 0,3%
312,10 11% 7%
1 092,80 37% 25%
821,20 28% 19%
162,70 6% 4%
61,40 1%
102,60 2%
186,20 6% 4%
12,20 0%
51,50 2% 1%
1 289,00 29%
3,40
284,50
CUADRO Nº 30
Ingresos Totales de Empresas Generadoras 1999 (Miles de Soles)
ELECTROPERU SICN 160 813 156
EDEGEL SICN 36 246 317 472 31 887
ENERSUR SIS 281 198 5 917
EGENOR SICN 18 268 156 457 13 862
EGASA SIS 77 292 140 788 20 912
ETEVENSA SICN 54 900 75 677
ELECTROANDES SICN 1 108 153 892 EGEMSA SIS 78 962 EEPSA SICN 3 079 77 504 SHOUGESA SICN 45 532 23
AGUA YTIA ENERGY SICN 6 772 54 913 9 959
EGESUR SIS 17 797 20 665 6 057 CAHUA S.A. SICN 149 29 931 C.N.P. ENERGIA SICN 2 467 6 644 SAN GABÁN SIS 3 754 3 300 SINERSA SICN 7 305 PARIAC SICN 2 149 88 ATOCONGO SICN 4 299 CONENHUA SICN 2 698 CHAVIMOCHIC SICN 1 906
Nota:
Facturación por Transferencias: Son los cobros por energía electrica que se da dentro del COES. Facturación a Clientes: Es la facturación total por contratos a clientes regulados y libres, incluye pagos por potencia. La facturación por Potencia Firme son valores estimados considerando un precio básico de potencia de 80 US$/kW-año. En aquellos generadores que no figura facturación por potencia firme, estos ingresos estan incluidos en la facturación a clientes.
Fuente: c:J¡fjcción General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia \O
813 316 31,46% 385 605 14,92% 287 115 11,11% 1 43,72% 188 587 7,30% 9,79% 238 992 9,24% 1 36,40% 130 578 5,05% 6,78% 155 000 6,00% 8,05%
78 962 3,05% 1 12,03% 80 583 3,12% 4,18% 45 555 1,76% 2,37% 71 644 2,77% 3,72% 44 519 1,72% 1 6,78% 30 081 1,16% 1,56%
9 111 0,35% 0,47% 7 054 0,27% 1 1,07% 7 305 0,28% 0,38% 2 237 0,09% 0,12% 4 299 0,17% 0,22% 2 698 0,10% 0,14% 1 906 0,07% 0,10%
\.;..)
o
ELECTROPERU SICN EDEGEL SICN ENERSUR SIS EGENOR SICN EGASA SIS ETEVENSA SICN ELECTROANDES SICN EGEMSA SIS EEPSA SICN SHOUGESA SICN AGUAYTIA ENERGY SICN EGESUR SIS
CAHUA S.A. SICN C.N.P. ENERGIA SICN SAN GABÁN SIS
SINERSA SICN PARIAC SICN ATOCONGO SICN CONENHUA SICN CHAVIMOCHIC SICN
Nota:
CUADRO Nº 31
Ingresos Venta de Energía y Potencia de Empresas Generadoras 1999
(Miles de Soles)
813 156 813 156 36,18%
317 472 317 472 14,13%
281 198 281 198 12,51%
156 457 156 457 6,96%
140 788 140 788 6,26%
54900 54900 2,44% 153 892 153 892 6,85%
78 962 78 962 3,51%
77 504 77 504 3,45% 45 532 45 532 2,03%
54 913 54 913 2,44% 20 665 20 665 0,92%
29 931 29 931 1,33%
o o 0,00%
3 754 3 754 0,17%
7 305 7 305 0,33%
2 149 2 149 0,10%
4 299 4 299 0,19% 2 698 2 698 0,12%
1 906 1 906 0,08%
Facturación a Clientes: Es la facturación total por contratos a clientes regulados y libres, incluye pagos por potencia.
Fuente: Dirección General de Electrlcldad. Ministerio de Energfa y Minas. Elaboración propia
1 53,52%
9,10%
1 26,80% 3,19% 8,95%
1 15,03%
4,51% 2,65%
3,19%
1 3,93%
1,74% 0,00%
1 0,71%
En este caso, al utilizar el índice de Herfindahl - Hirshman (HHI) (cuadro nº 32)
se aprecia que, casi todas las variaciones de los diferentes parámetros son
mayores a 100, lo cual, indica la existencia de una alta concentración horizontal
en la actividad de generación. Por consiguiente, la operación de concentración
horizontal ocasiona un elevado poder de mercado del grupo Endesa - España
dentro del mercado eléctrico.
De esta forma, la potencia efectiva de las empresas generadoras en el SICN
fue de 1 175 para el año 1999. Como producto de la operación de
concentración dicho índice ascendió a 2 334, lo que significa un incremento de
1 159 puntos, el cual es la variación más alta presentada entre los parámetros
analizados . Considerando el SINAC, se tendría un índice de concentración de
904 y considerando la concentración dicho índice ascendería a 1 688, lo que
significa una variación de 784 puntos. Esto se debe, a las altas inversiones
realizadas por Edegel en 1999 para incrementar su potencia instalada en 151,5
MW.
Igualmente, se observa que, las ventas de generador a distribuidor en el SICN
fue de 3383 en el año 1999. Luego de la operación de concentración dicho
índice ascendió a 3 867, lo que significa un incremento de 484 puntos.
Considerando el SINAC, se tendría un índice de concentración de 2750 y
considerando la concentración dicho índice ascendería a 3135, lo que significa
una variación de 385 puntos.
Con relación a las ventas de empresas de generación a grandes clientes libres
en el SICN, Edegel representó un 11% del total de energía vendida, mientras
que Eepsa representó un 2% (Etevensa no participa en este segmento del
mercado). Cabe mencionar que en este segmento del mercado libre, Edegel no
es uno de los actores más representativos en términos de energía vendida;
131
CUADRO Nº 32
Indices de Concentración Horizontal para las Empresas de Generación 1999
0,2% 17% 5%
4% 4% 5% 2%
Otros Generadores 73% 55% 69% 88%
HHI Sin Concentración 3095 1175 3383 2463
HHI Con Concentración 3283 2334 3867 2501
Variación 188 1159 484 38
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energfa y Minas. Elaboración propia
w
N
3% 7% 0,2% 14%
5% 4% 3% 4%
74% 69% 78% 63%
2791 2431 2244 904
3105 2830 2373 1688
313 399 129 78"
5% 2% 5%
5% 1% 3% 3%
73% 92% 80% 77%
2750 1963 1843 1570
3135 1979 2026 1792
385 17 183 221
existen otros actores con participaciones importantes: Electroperú (28%),
ElectroAndes (37%) y Shougang (10%). El índice de concentración en este
segmento del mercado mayorista asciende a 3463 y como resultado de la
concentración el índice ascendería a 2501 (se incrementaría en 38 puntos).
Considerando el SINAC, el índice de concentración en este segmento del
mercado sería de 1963 sin concentración y con concentración sería de 1979, lo
que significaría una variación de 17 puntos. En lo que respecta, al mercado
libre, en líneas más adelante, se analizará la participación de Edelnor en este
segmento del mercado.
Al comparar la variación del HHI calculada para los ingresos totales de las
generadoras con la variación HHI calculada sólo para los ingresos por venta de
energía y potencia de las generadoras, se aprecia que al incluir los ingresos
por transferencia de energía y potencia firme la concentración de Endesa
aumenta, por lo que, la concentración en el mercado es mayor, al considerar
que la participación activa de Endesa en dos tipos de mercado: el mercado de
clientes finales y el mercado de intergeneradores.
Por otro lado, con relación a las compras que hacen los distribuidores a los
generadores y a la ventas de los distribuidores a los clientes libres en el SINAC
(cuadro nº 33), se observa que Edelnor representó tanto el 34% del total de
energía demandada por los distribuidores como el 45% de la energía vendida a
los clientes libres. Mientras que, por el lado de las ventas de energía de
generadores a distribuidores, (cuadro nº 29), Edegel representó un 18%,
Etevensa 5% y Eepsa 5%. Adicionalmente, con relación al mercado minorista
es claro que Edelnor tiene el monopolio de los clientes libres situados en su
zona de concesión, por lo que su participación en dicho mercado ascendería al
100%.
133
w
�
CUADRO Nº
33
Índice de Concentración para las Empresas de Distribución 1999
Edelnor
Otras Distribuidoras
HHI
F'Sistema lnterconectaao Ce tro otte r--sistema lnterconectadoÑ� ��---�-� - -- - - •• ---- - • - - - - _.j ,__ - -- • - • - - • - - --· - • - - - - • �- ---- --- - __ ...,.
38% 53% 34% 45%
62% 47% 66% 55%
2 978 3 961 2403 3111
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
Por consiguiente, con la operación de concentración se estaría también
integrando verticalmente el distribuidor de mayor demanda (Edelnor) con el
grupo de generadoras relacionadas (Edegel, Etevensa y Eepsa), que en
conjunto, representan el segundo proveedor más importante de energía a los
distribuidores después de Electroperú. Donde, Edegel, Eepsa y Etevensa tienen
una participación de 28% en el SINAC.
La concentración vertical será medida con la Razón de Concentración. Para el
cálculo de la concentración vertical entre la distribuidora y las generadoras
relacionadas se utilizó el siguiente parámetro (cuadro nº 34):
a) Venta de energía eléctrica de generadora y distribuidoras a clientes
libres.
En este caso, al utilizar la Razón de Concentración (Rcm) (cuadro nº 35) se
observa que, en el SICN la razón de concentración de las 4 mayores empresas
generadoras y distribuidoras respecto a las ventas a clientes libres sin
concentración es 74% al ocurrir la concentración vertical entre Edegel, Eepsa y
Edelnor (grupo Endesa) la razón aumenta a 82%. Al aplicarlo al SINAC, la
razón sin concentración es de 64% y asciende a 70% con la concentración.
Mediante la utilización de estos índices, se comprueba la existencia de
concentración horizontal entre empresas generadoras (poder de mercado de un
pequeño número de empresas generadoras en la actividad de generación) y;
de concentración vertical entre las empresas generadoras que realizan la
concentración horizontal y la mayor empresa distribuidora del país (poder de
mercado de un pequeño número de empresas de la actividad de generación
con una empresa de la actividad de distribución).
135
CUADRO Nº 34
Venta Generadores y Distribuidores a Clientes Libres 1999 (GW.h)
1 Energía del Sur S.A. 1 289,00 1 289,00 2 ELECTROANDES-Empresa de Electricidad de los Andes S.A. 1 092,80 1 092,80 3 EDELNOR-Emp__resa D,i�tribución Eléctrica Lima Norte S. A. 891,30 891,30
4 Electroperú S. A. 821,20 821,20 5 Luz del Sur S.A. 566,30 566,30 6 EDEGEL - Emprés.a
ºcíe�Generadón Eléctrica de Lim·á S. A. 312,10 312,10
7 Shougang Generación Eléctrica S.A. 284,50 284,50 8 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S. A. 282,80 282,80 9 Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú S. A. 186,20 186,20
10 Emp. de Generación Eléctrica Cahua S. A. 162,70 162,70 11 Electro Norte Medio S. A. 103,10 103,10 12 Emp. de Generación Eléctrica Machu Picchu S. A. 102,60 102,60 13 Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa S. A. 61,40 61,40 14 Electrocentro S. A. 59,40 59,40 15 Electro Sur Medio S. A. 52,00 52,00 16 Empresa _l=léc�ri� de Piura S.A. 51,50 51,50 17 CONENHUA - Cons. Energ. Huancavelica 13,00 13,00 18 Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 12,20 12,20 19 Electro Nor Oeste S. A. 11,00 11,00 20 E. D. E. Cañete 5,50 5,50 21 Gen. Eléc. de Atocongo 3,40 3,40 22 Electro Puno S.A.A. 2,40 2,40
0·:-�totaies·· oiSisfeñias ·lñtefoonéctadós ·. _. .. ,¡·-------· . - . · .
· . . - -
--�-----·-----P, ___________ �·--------------·------- ---· -----· __ __ _ _4 .5�,00. '-·-.. _1_ 802,4Q. ________ 6 36_6,
Fuente: Dirección General de Electricidad . Ministerio de Energía y Minas. Elaboración propia
-
23,9% 19,5% 18,0% 12,4% 6,8%
6,2%
4,1% 3,6% 2%
1%
1,1% 0,3%
0,2% 0,1% 0,1%
20,2% 17,2% 14,0%
12,9% 8,9% 4,9%
4,5% 4,4% 2,9% 2,6% 2% 2% 1% 1% 1% 1%
0,2% 0,2% 0,2% 0,1% 0,1%
0,04%
w
--.J
SICN
SICN
CUADRO Nº
35
Indices de Concentración Vertical para las Empresas de Generación y Distribución 1999
ELECTROANDES EDELNOR Electroperú Luz del Sur EDEGEL Shougang Generación Eléctrica Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú Emp. de Generación Eléctrica Cahua Electro Norte Medio
ndesa ELECTROANDES Electroperú Luz del Sur Shougang Generación Eléctrica Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú Emp. de Generación Eléctrica Cahua Electro Norte Medio Electrocentro CONENHUA Electro Nor Oeste E. D. E. Cañete
24%
20%
18%
12%
7%
6%
4%
27%
24%
18%
12%
6%
4%
4%
2%
1%
0,3%
Fuente: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energla y Minas. Elaboración propia
SINAC
SINAC
Energía del Sur ELECTROANDES EDELNOR Electroperú Luz del Sur EDEGEL Shougang Generación Eléctrica Sociedad Eléctrica del Sur Oeste Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú Emp. de Generación Eléctrica Cahua Electro Norte Medio Emp. de Generación Eléctrica Machu Picchu Emp. de Generación Eléctrica de Arequípa Electrocentro Electro Sur Medio Empresa Eléctrica de Piura CONENHUA Empresa de Generación Eléctrica San Gabán Electro Nor Oeste E. O. E. Cañete Gen. Eléc. de Atocongo Electro Puno
Endesa Energía del Sur ELECTROANOES Electroperú Luz del Sur Shougang Generación Eléctrica Sociedad Eléctrica del Sur Oeste Emp. de Generación Eléctrica Nor Perú Emp. de Generación Eléctrica Cahua Electro Norte Medio Emp. de Generación Eléctrica Machu Pícchu Emp. de Generación Eléctrica de Arequipa Electrocentro Electro Sur Medio
Empresa de Generación Eléctrica San Gabán
11 Electro Nor Oeste E. D. E. Cañete
2
17%
14%
13%
9%
5%
4%
4
3
3
2
1%
1%
1%
1%
0,2%
0,2%
0,2%
0,1%
0,1%
0,04%
20%
20%
17%
13%
9%
4%
4%
3%
3%
2%
2%
1%
1%
1%
0,2%
0,2%
0,2%
0,1%
4.2.9.5 Efectos de la concentración
Según la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del sector eléctrico, para evaluar
los efectos de una operación de concentración, se debe de tomar en cuenta por
lo menos: la posición de las empresas participantes en el mercado, la estructura
del mismo, las posibilidades de elección de proveedores, distribuidores y
usuarios; la existencia de hecho o de derecho de obstáculos de acceso al
mercado; la evolución de la oferta y demanda; la evolución del progreso técnico
o económico; la perspectiva de integración con otros mercados; y, el efecto de
la operación en los distintos mercados relevantes en el corto y mediano plazo.
Con relación a la estructura del mercado y la posición de las empresas en los
mismos, se observa:
4.2.9.5.1 Transferencias de energía y potencia de punta entre generadores
en el COES
El COES-SICN, dentro del que operan actualmente las empresas de generación
concentradas, cuenta con nueve (9) integrantes o miembros generadores. De
ahí que, el primer efecto que lógicamente se desprende es la reducción de
agentes participantes, puesto que los generadores involucrados en la
concentración integrarían un bloque que los reuniría bajo un mismo mando y
reduciría el número de competidores a siete (7) generadores.
A pesar de ello, no se puede afirmar que tal unión (la que tendría un peso de
aproximadamente 33,3%), conllevaría que dichas empresas apliquen medidas
concertadas que tengan como efecto perjudicar las transacciones que puedan
darse en el seno del COES-SINAC Eventualmente, podría llegarse a una
situación en la que dichas empresas restringirían sus transacciones entre ellas.
138
Debe tomarse en cuenta que, a partir de octubre del 2000, el COES-SICN, se
incorporó a las empresas de generación que actualmente operan en el COES
SUR; con lo que, el número de integrantes del COES-SICN (una vez unificado
se le ha denominado COES-SINAC) se verá incrementado, hecho que tendría
como efecto la disminución de la participación de las empresas concentradas; y,
un mayor número de transacciones por el natural incremento de sus miembros.
Por lo señalado, si bien no podemos afirmar que la concentración en cuestión,
podría significar una alteración de las transacciones que puedan darse en el
COES - SICN (COES -SIN) ó una reducción de éstas en perjuicio de las
demás empresas generadoras integrantes, tampoco podemos desestimar tal
posibilidad. Precisamente, ante este estado de indefinición, no es óptima la
situación originada como consecuencia de la concentración mencionada,
puesto que la intención de la segmentación del negocio eléctrico en lo que al
mercado de generadores respecta es la de promover la existencia y el ingreso
de la mayor cantidad posible de agentes.
4.2.9.5.2. Ventas de generadores a distribuidores
Los probables efectos identificados serían los siguientes:
a) Edelnor podría perder incentivos para contratar con otros generadores
distintos con los que se encuentra vinculado, pudiendo favorecer a los
generadores con los que está relacionado. Ello significaría, la contracción de
parte del mercado regulado al que se dirigen los demás generadores, puesto
que la porción de mercado que ostenta Edelnor quedaría excluida.
Naturalmente, ello no puede ser demostrado, puesto que si Edelnor mantiene
COfldiciones favorables por parte de un suministrador distinto a sus vinculados
139
nada consta para que continúe adquiriendo la energía y potencia que requiera
de éste.
Sin embargo, bajo el supuesto, de que Edelnor cuente con mejores ofertas de
suministro por parte de otros generadores y no obstante ello, contrate en
condiciones menos favorables con alguno o algunos de los generadores con los
que está vinculado, ello no sólo significaría un constreñimiento del mercado en
perjuicio del resto de los generadores sino que además tal acción podría tener
repercusiones tarifarías; tal como se explica en el párrafo siguiente.
b) Si bien es cierto que los precios al mercado regulado los fija la Comisión de
Tarifas de Energía, es necesario tener en cuenta que éstos se encuentran
anclados a los precios del mercado libre, respecto de los que, no pueden diferir
en más del 10%, y en consecuencia, de producirse una disminución en la
competencia de generación ello podría elevar los precios de barra,
repercutiendo desfavorablemente en el precio regulado y consecuentemente en
los usuarios.
Aunque no es posible afirmar que, la concentración en cuestión tenga
implicancias desfavorables que perjudiquen las ventas de energía y potencia
para el servicio público de electricidad entre generadores y distribuidores ó
entre estos últimos y los usuarios; pero la posibilidad de que ello suceda
tampoco es desestimable; razón por la que, se sugiere que lo ideal es contar
con la interacción de la mayor cantidad de generadores posibles, puesto que la
actividad de generación es la única que se desarrolla en un entorno de libre
competencia.
140
4.2.9.5.3 Ventas de distribuidores a clientes libres
Como se sabe que, el mercado de clientes libres puede ser subdividido en dos
grandes grupos: (i) grandes clientes libres; y, (ii) medianos y pequeños clientes
libres.
En lo que se refiere al mercado que involucra a los llamados grandes clientes
libres podemos señalar que, éstos cuentan a la fecha con contratos de largo
plazo con diversos generadores; por lo que la concentración entre Edelnor y las
generadoras antes señaladas no tendría mayores efectos sobre dichos clientes
libres, por el momento. Sin embargo, eventualmente, si algún gran cliente libre
deseara en un futuro, cambiar de suministrador podría encontrar algunos
obstáculos.
Con relación al mercado de medianos y pequeños clientes libres, los probables
efectos identificados serían los siguientes:
a) Se podría poner en riesgo la competencia para este mercado (incluye a
generadores y distribuidores), puesto que Edelnor (empresa que cuenta con
una de las dos mayores carteras de clientes libres, tanto en lo cuantitativo
como en lo cualitativo) buscaría un suministro de alguno de sus generadores
con los que se vincula.
b) En este caso, el mercado de generación dirigido a medianos y pequeños
clientes libres también podría verse afectado por cuanto habría menos
capacidad de generación ofertada en competencia para el resto del
mercado; considerando que el mercado que ostenta Edelnor quedaría
excluido. En este caso, el mercado de generación dirigido a medianos y
pequeños clientes libres también podría verse afectado, por cuanto existiría
un menor número de empresas generadoras
141
c) Al contar Edelnor con una cartera significativa de clientes libres (cuasi
cautivos) podría fijar una tarifa que no refleje la realidad de un precio fijado
dentro de un mercado competitivo. Así mismo y tal como se ha indicado
líneas arriba ello puede traer repercusiones en las tarifas para el mercado
regulado.
d) También la empresa distribuidora relacionada en la concentración vertical,
podría ocasionar barreras de entrada a las otras empresas generadoras
facilitando el empleo de su red de distribución para que un generador
relacionado abastezca directamente a un cliente libre de su zona de
concesión mientras impide o dificulta que otros generadores puedan realizar
la misma operación, por ejemplo, otorgándoles precios preferenciales de
peaje por el uso de sus sistemas.
Este tipo de acciones en la práctica da lugar a reclamos de clientes libres y
generadores que no han podido licitar su suministro en condiciones
competitivas. Asimismo, se manifiesta en el desinterés de algunos generadores
por captar clientes libres al interior de zonas de distribución, luego de intentos
frustrados y en la actitud asumida por algunos clientes libres que han optado
por particionar su capacidad instalada de consumo, instalando varios empalmes
de menos de 2 MW con el fin de mantenerse en la categoría de clientes con
tarifa regulada, por considerar así, que están más protegidos frente a la
posición ventajosa de la empresa distribuidora con respecto al poder de
negociación. De existir competencia, esta situación sería absurda ya que se
supone que un cliente grande necesariamente tiene mayores posibilidades de
negociación que un cliente pequeño.
En síntesis, dado que un generador puede vender su potencia y energía en tres
mercados distintos -en el COES, a las empresas distribuidoras y a los clientes
libres- si la empresa distribuidora integrada contrata su suministro
142
preferentemente con sus generadores relacionados y si además, dificulta el uso
de sus instalaciones para que los generadores no relacionados sólo puedan
acceder a una porción de mercado, debiendo vender su producción ya sea en el
COES, a costo marginal horario, o a clientes libres localizados fuera de la zona
de concesión de la empresa distribuidora. Acentuaría más las condiciones no
competitivas.
4.2.9.5.4 Mayor regulación del mercado eléctrico
Aunque no se ha comprobado que, la concentración horizontal y vertical
representa o genera beneficio alguno, sea directo o indirecto, a favor del
consumidor eléctrico o del mercado; existe la posibilidad de que, se esté
avalando el trastoque de los principios básicos y fundamentales de nuestro
sistema eléctrico.
A efectos de mantener la transparencia lograda en el mercado eléctrico, como
consecuencia de los cambios introducidos por la LCE, que incluye la
segmentación de las actividades eléctricas; al permitirse la concentración
horizontal y vertical producida, se requerirá de la intervención directa por parte
de los diversos organismos normativos, reguladores y fiscalizadores del Estado
que resulten competentes, a fin de velar por la transparencia y la seguridad del
mercado eléctrico.
Como es obvio, la intervención del Estado no sólo significa destinar una serie
de recursos extras para supervisar las actividades de las empresas
concentradas sino que además, significaría la dación de normas regulatorias
complementarias que permitan dotar de los instrumentos requeridos por los
organismos antes nombrados, para que puedan intervenir en el control y
supervisión de las empresas concentradas ó en su defecto, que obliguen a las
143
empresas involucradas proveer de información (que lógicamente debe ser
procesada por organismos del estado) que permita mantener la transparencia
del mercado. De este modo, se estaría generando, una situación que requiera
una excesiva intervención del Estado, hecho que no se condice con un régimen
de libre mercado.
Es decir, para controlar el poder de mercado que ostenta Endesa España, se
requeriría de la intervención directa por parte de organismos normativos,
reguladores y fiscalizadores, a fin de velar por el mantenimiento de la
transparencia del mercado eléctrico (la que se viene obteniendo, entre otras
razones, gracias a la segmentación de las actividades eléctricas). Ello implicaría
volver a un estado de sobreregulación de las actividades eléctricas que no
beneficiaría en absoluto al mercado o a los consumidores, que sin embargo,
paradójicamente, en protección de éstos se haría imprescindible.
En conclusión, lo que implican la concentración horizontal y vertical entre las
empresas de generación Edegel, Etevensa y Eepsa, con la más grande
distribuidora del país como es Edelnor, no sólo no representa ningún beneficio
para los consumidores o el mercado sino que atenta directamente con los
principios recogidos en la Ley de Concesiones Eléctricas, que estatuyen la
segmentación de las actividades eléctricas. En adición a ello, debe considerarse
la posibilidad de que se tenga que requerir una intervención mas fuerte por
parte del Estado.
144
4.2.1 O Efectos del ingreso del gas de Camisea
Como es de conocimiento general, el proyecto del Gas de Camisea permitirá a
aquellos generadores térmicos utilizar como fuente o recurso energético para la
generación de energía eléctrica el gas natural. Esta fuente energética permite
generar electricidad más barata y de manera más eficiente que otros tipos de
fuentes energéticas que actualmente utilizan diversas generadoras térmicas.
El ingreso del gas natural de Camisea como fuente energética para la
generación tiene, entre otras, dos grandes implicancias:
(i) La utilización del gas natural implica la adecuación de las principales
centrales térmicas del país (ejemplo de ello es la Central Térmica de Ventanilla,
operada por la empresa Etevensa, involucrada en los actos de concentración
que son materia del presente informe), que podrán generar energía a un costo
menor y de manera más eficiente; y,
(ii) La transformación de las principales centrales térmicas del país, el alto
índice de reserva energética existente (exceso en la oferta o potencia instalada
del orden del 40% sobre la demanda), y el ingreso del gas natural como fuente
energética, se constituirán en una barrera natural al ingreso de nuevos o
potenciales agentes al mercado de generación, puesto que para ello, los que
estén interesados en hacerlo no sólo deben ser excesivamente eficientes sino
que los costos en los que incurran para el desarrollo de una central de
generación deberán ser bastante bajos a fin de poder ser competitivos y tener
opción de recuperar las inversiones en las que deban incurrir.
Lo expuesto no quiere decir que la utilización del gas natural de Camisea como
fuente energética tenga o represente un efecto nocivo para el mercado de
generación. Por el contrario, la utilización de éste recurso energético en las
145
proporciones adecuadas tendrá una repercusión sumamente positiva en dicho
mercado y consecuentemente en todo el negocio eléctrico y en los
consumidores, puesto que permitirá contar con energía más barata.
Sin embargo, el ingreso y la utilización del gas natural como fuente energética y
la transformación de las principales generadoras térmicas del país que
actualmente operan con otro tipo de combustible (diesel, petróleo, residual,
etc.), hacen poco viable la instalación o el ingreso de nuevos agentes en el
mercado de generación; puesto que, para poder ser competitivos, dichos
agentes no sólo deberán introducir tecnologías nuevas y eficientes sino que
además éstas deben tener un costo reducido, que les permita recuperar las
inversiones requeridas en un horizonte razonable. En efecto, el impacto del
ingreso del gas natural es tan significativo que incluso desplazaría el ingreso de
muchos proyectos hidroenergéticos; puesto que, al tener como efecto una
reducción de las tarifas de generación, la recuperación de las altas inversiones
que significa el desarrollo de una central hidroeléctrica se vería definitivamente
extendido.
En síntesis, el ingreso del gas natural del proyecto de Camisea y su utilización
en el mercado de generación, se constituye en una barrera que limitará el
ingreso de otros agentes a dicho mercado; puesto que no sólo excluirá la
instalación de nuevas plantas térmicas que no operen con gas o con alguna
otra fuente energética menos eficiente y más costosa, sino que además limitará
en mucho casos la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas, que por su
propia naturaleza requieren de elevadas inversiones que no serían
recuperables en el mediano plazo, como actualmente podría suceder. Es decir,
existe la posibilidad de que el ingreso del gas natural implique una reducción de
las posibilidades de que ingresen nuevos agentes al mercado de generación.
146
5 Conclusiones del análisis de la competitividad en el sector eléctrico
5.1 La tendencia de las variables del mercado eléctrico han demostrado en la
última década, el aumento de la competitividad en el sector eléctrico.
Principalmente, la demanda por energía eléctrica nacional ha crecido a
razón de 7 % por año desde 1990 a 1999 y estos se ha satisfecho sin
mayores problemas ni disminuciones en coberturas, ni alzas sistemáticas de
precios.
5.2 Los precios en barra crecieron en apenas 4 % en términos reales como
promedio anual desde 1993 hasta 1999, manteniéndose por ende una
relación estrecha con la evolución general de los precios de la economía.
5.3 Los indicadores desarrollados para determinar el comportamiento
competitivo del sector nos demuestran una clara tendencia hacia la
eficiencia, en especial, en las empresas privatizadas.
5.4 Los beneficios de la privatización de las empresas eléctricas estatales a
inicios de 1994, se concretizan en lo siguiente:
• Mejora de la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico
• Mayor inversión
• Mayor competencia
• Mayor cobertura eléctrica
• Logro de una gestión eficiente
• Y últimamente, la interconexión nacional debido a la iniciativa privada.
147
5.5Tanto las inversiones como la situación financiera en el sector eléctrico
luego de la privatización, han sido factores determinantes que otorgan
señales de una competitividad más dinámica entre los agentes del mercado
eléctrico.
5.6 Por otro lado, existen factores que determinan limitaciones en la libre
competencia del mercado eléctrico, así la todavía presencia del Estado
como empresario en el sector y; las operaciones de concentración
monopólica y oligopólica de un determinado grupo económico en el mercado
eléctrico.
5.7 Aunque hay que considerar que, la concentración horizontal entre las
empresas generadoras involucradas no representa beneficio alguno para el
mercado de generación o para los consumidores y por el contrario, existe
potencialmente, la posibilidad de que dicho acto resulte siendo nocivo.
5.8 Y que, la concentración vertical entre las principales empresas privadas de
generación y la principal empresa de distribución de energía del país, atenta
contra los principios contenidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y de la
reforma en el sub sector eléctrico.
5.9 El acto de concentración (vertical y horizontal) no impulsa el proceso de
desregulación del sector eléctrico, sino que por el contrario obliga y requiere
de una intervención más activa por parte del Estado a través de los
organismos correspondientes; que para cumplir con ello, requerirán a su vez
de instrumentos legales necesarios que les permitan ejercer un control y
seguimiento de las actividades de las empresas involucradas.
148
6 Beneficios obtenidos por la realización del presente análisis
El aporte profesional realizado a la Dirección General de Electricidad del
Ministerio de Energía y Minas, se traduce en la obtención de los objetivos
planteados por el área respectiva bajo dos aspectos:
a) Promover las actividades eléctricas con énfasis en la inversión en el
sector como motor de competitividad.
b) Complementar el actual sistema de información.
En consecuencia, las actividades desarrolladas en la DGE- MEM están
enmarcadas en labores operativas y de investigación y análisis que coadyuven
a la función promotora y de difusión de las actividades eléctricas. Por lo que,
los beneficios obtenidos no tienen una dimensión tangible, más bien, los
beneficios se catalogan como intangibles. De esta forma, cualitativamente, el
aporte profesional se enmarca en lo siguiente:
• Promoción:
a) Las funciones de la Dirección General de Electricidad mediante la
Dirección de Promoción y Estadística, estipuladas por Ley, se logran cumplir
dándole el verdadero alcance que debió tener al inicio de sus funciones.
Debido a que, la Dirección de Promoción y Estadística hasta mediados de 1998
149
sólo procesaba información técnico - comercial del sector, más no, información
acerca de inversiones y económica financiera del sector. Por lo que, la difusión
dentro del sector eléctrico por parte de esta Dirección se limitaba a estadísticas
técnico comerciales, sin la publicación de documentos de análisis de las
variables del mercado eléctrico o de otros aspectos de interés del sector.
b) Complementando el punto anterior, los acciones que se desarrollaron
para obtener una apropiada promoción de las actividades del sector fueron las
siguientes:
• Evaluación y análisis de las variables del mercado eléctrico, tanto de la
oferta y demanda de energía eléctrica como de precios de energía eléctrica.
Al igual que, la obtención de indicadores de gestión comercial.
• Evaluación y análisis de las inversiones en el sector eléctrico.
• Análisis de la situación financiera de las empresas eléctricas.
• Análisis de la participación accionaría de las empresas del sector.
• Análisis de aspectos limitantes a la competitividad en el sector eléctrico,
como por ejemplo, la concentración horizontal - vertical en el sector.
c) La promoción de las actividades eléctricas se traduce en la publicación
de documentos de difusión de dominio público y en la elaboración de reportes
que alguna entidad lo requiera. Estos documentos son de interés para los
inversionistas, debido a que necesitan la información para toma de decisiones,
debido a que es una información estratégica la posición en el mercado de sus
competidores, en especial, las empresas generadoras. De esta forma, con la
150
información necesaria par cumplir tal objetivo, los documentos de difusión
adquieren nuevas características:
• Documentos de investigación sobre aspectos de coyuntura del actual
mercado eléctrico.
• Difusión de los diferentes aspectos que miden la competitividad del mercado
eléctrico a través de documentos de difusión periódica (Boletínes de
investigación).
• Difusión de nueva información estadística sobre aspectos técnico
comerciales del mercado eléctrico, por ejemplo, a través de indicadores
técnicos y de gestión. ( Anuario Estadístico de Electricidad).
d) Debido a que, el Ministerio de Energía y Minas es el ente oficial en
difundir información estadística sobre el sector eléctrico, los documentos de
dominio público con la información desarrollada anteriormente sirven para
mantener actualizados a los agentes del mercado y al público interesado
(universidades e instituciones nacionales y extranjeras).
e) Finalmente, con una adecuada promoción del sector eléctrico se busca
mantener una mayor competencia con un mercado más desregulado y una
mayor participación privada.
• Sistema de Información
a) Debido a que, el sistema de información de la Dirección General de
Electricidad no incluía la administración de la información sobre inversiones y
estados financieros de empresas del sector eléctrico, Y, para la realización de
promoción a la inversión en el sector por parte del Ministerio de Energía y Minas
151
era necesaria la implementación de las bases de datos de inversiones y de
estados financieros de empresas del sector.
b) La base de datos de inversiones está elaborada en Visual Fox Pro, en la
cual se procesa la información trimestralmente los avances de los proyectos
eléctricos del año en curso y se procesa anualmente el programa de
inversiones a corto y mediano plazo de cada una de las empresas del sector.
Esta base de datos contempla información a partir de 1999. La información
histórica de 1990 a 1999, se procesó en una base de datos en Excel con la
información requerida a todas las empresas eléctricas.
c) La base de datos de los estados financieros de las empresas eléctricas
está elaborada en Excel, la cual es alimentada trimestralmente y anualmente a
partir de 1999. La información histórica se obtienen de las Memorias Anuales de
las empresas del sector.
d) Actualmente, la Dirección General de Electricidad implementará un
nuevo sistema de información en ORACLE, que sí incluye formatos de
inversiones y financieros. Encontrándose en una etapa de prueba, siendo
posible la migración de información en el año 2001.
En conclusión, el desarrollo de estas actividades proveen un valor agregado
importante que satisface las necesidades de obtener resultados analíticos en
temas de competencia de la Dirección General de Electricidad. Por lo que los
beneficios obtenidos se enmarcan en el manejo, evaluación y análisis, antes
inexistente, de información económica financiera y de inversiones del mercado
eléctrico y; de una eficiente difusión de información acerca de la situación del
actual mercado eléctrico.
152
Bibliografía
1.- "Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas". Noviembre, 1992.
2.-" Decreto Supremo Nº 0009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Febrero, 1993.
3.-" Ley Nº 26876 - Ley Antimonopolio y Antioligopolio del sector eléctrico. Noviembre, 1997.
4.-"Situación Tarifaria en el Sector Eléctrico Peruano". Comisión de Tarifas Eléctricas. Marzo, 1998.
5.-" Revista CIER". Comisión de Integración Eléctrica Regional. Junio /Julio, 2000.
6.-" Economía Industrial". Luis Cabral. Universidad Noboa de Lisboa. Me Graw Hill.1969.
153
Anexos
Anexo 1: Glosario de Términos
Barra: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar
energía eléctrica.
Costo Marginal de Corto Plazo: Es el costo que se incurre para producir una
unidad adicional de energía , o alternativamente el ahorro obtenido al dejar de
producir una unidad, considerando la demanda y el parque de generación
disponible.
Concentración Horizontal: Es el acto de integración horizontal entre
empresas eléctricas de una misma actividad eléctrica, ya sea, Generación,
Transmisión y Distribución.
Concentración Vertical: Es el acto de integración vertical entre empresas
eléctricas de dos o más actividades eléctricas, ya sea, Generación,
Transmisión y Distribución.
Generación Hidráulica: Es aquella que utiliza el agua, como recurso primario
para producir electricidad.
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Generación Térmica: Es aquella que utiliza combustibles fósiles, geotermia,
carbón, bagazo, entre otros, para producir electrcidad.
Precios Medios: Cociente de la facturación y ventas de energía eléctrica por
tipo de tarifa.
Potencia Instalada: Potencia especificada en la placa
generadora.
de cada unidad
Potencia Efectiva: Es la potencia máxima que se puede obtener de un
generador bajo condiciones normales de operación.
Potencia Firme: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora
en las horas de punta con alta seguridad, de acuerdo a lo que defina el
Reglamento. En cada COES, la suma de la potencia firme de sus integrantes no
podrá exceder a la máxima demanda del sistema interconectado.
Sistema Interconectado: Conjunto de líneas de transmisión y subestaciones
eléctricas conectadas entre sí, que permite la transferencia de energía entre
dos o más sistemas de generación.
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Anexo 2: Abreviaturas
CONENHUA: Consorcio Energético Huancavelica S.A.
COES: Comité de Operación Económica del Sistema.
EEPSA: Empresa Eléctrica de Piura S.A.
EDE CAÑETE: Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.
EDEGEL: Empresa de Generación Eléctrica de Lima S.A.A.
EDELNOR: Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.
EGASA: Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.
EGEMSA: Empresa de Generación Eléctrica de Machupicchu S.A.
EGENOR: Empresa de Generación Eléctrica del Norte S.A.
EGESUR: Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.
EGEPSA: Emp. de Generación y Comercialización de Servicio Público de
Electricidad de Pangoa.
ELECTROANDES: Empresa de Electricidad de los Andes S.A.
ENOSA: Electronoroeste S.A.
ELSE: Electro Sur Este S.A.
EMSEMSA: Emp. de Servicios Eléctricos Municipales de Paramonga S.A.
ENERSUR: Energía del Sur S.A.
ETECEN: Empresa de Transmisión del Centro Norte S.A.
ETESUR: Empresa de Transmisión del Sur S.A.
ETEVENSA: Empresa de Generación Termoeléctrica de Ventanilla S.A.
HIDRANDINA: Electronorte Medio S.A.
SEAL: Sociedad Eléctrica del Suroeste S.A.
156
SERSA: Servicios Eléctricos Rioja S.A.
SA: Sistemas Aislados.
SICN: Sistema Interconectado Centro Norte
SIS: Sistema Interconectado Sur.
SICN: Sistema Interconectado Nacional.
157
